Uruguay Producto 1 y 2 Esp 02

AGOSTO 2011
Observatorio de
Energías Renovables
en América Latina y el Caribe
URUGUAY
Informe Final
Producto 1: Línea Base de las Tecnologías Energéticas
Producto 2: Estado del Arte
C www.purelysolarpower.com
El presente documento fue elaborado por el consultor:
JUAN MANUEL CALDAS
Los criterios expresados en el documento son de responsabilidad del autor y no comprometen a las organizaciones auspiciantes, Organización Latinoamericana de Energía (OLADE)
y Organización de las Naciones Unidas para Desarrollo Industrial (ONUDI).
Se autoriza la utilización de la información contenida en este documento con la condición
de que se cite la fuente.
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CASO URUGUAY
Informe Final
Producto 1: Línea Base de las Tecnologías Energéticas
Producto 2: Estado del Arte
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1 RESUMEN EJECUTIVO
El presente trabajo aborda la situación de las energías renovables en el marco de la
actual matriz energética.
En la primera parte de este trabajo, “Línea base de las tecnologías energéticas”, se
describen los principales rasgos de la matriz energética uruguaya, tanto en lo referente a
la oferta como a la demanda, así como otros aspectos socio-económicos vinculados
directamente a la situación energética del país (evolución de las tarifas e intensidad
energéticas). También se exponen los datos de emisiones de CO2 (provenientes del
Inventario Nacional de Gases de Efecto Invernadero, publicado en 2004 por la
Dirección Nacional de Medio Ambiente, DINAMA), así como la reducción de estas
emisiones producida por algunos de los proyectos de energía renovable de mayor
impacto en el país en ese sentido.
Más adelante se brinda una descripción del marco legal e institucional de las renovables
en el Uruguay, detallándose los principales aspectos de las leyes y decretos vinculados
al área. Asimismo, se describen brevemente algunos de los procedimientos para iniciar
proyectos de energías renovables, al amparo del marco legal mencionado. Los
mecanismos de financiamiento son descritos en detalle en la tercera parte del trabajo,
“Mecanismos de financiamiento de proyectos de energías renovables”.
Posteriormente, se exponen los principales datos referidos a proyectos de energías
renovables ejecutados en el país. En particular, se incluyen los datos de los dos
proyectos que son descritos en profundidad en la segunda parte del presente trabajo,
“Estado del Arte de las renovables en Uruguay”.
Al final de esta primera parte, se comentan algunas de las lecciones aprendidas en el
proceso de inclusión de fuentes renovables en la matriz energética, iniciado en el marco
de la política energética definida en el año 2005. En el Apéndice A se incluyen datos
socio-económicos del Uruguay, así como algunos indicadores energéticos,
particularmente los vinculados a la inclusión de las renovables en la matriz energética.
En el Apéndice A se incluyen los datos de inversión en generación (convencional y noconvencional, pública y privada), así como emisión de CO2 evitada por generación de
renovables. Estos datos deben ser tomados con cautela, dado que fueron elaborados a
partir de la información obtenida sobre proyectos de energía renovable (datos de
inversión y reducción de emisiones), y no responden a una investigación exhaustiva.
Los dos proyectos abordados en la segunda parte, son el complejo agroenergético de
ALUR S.A. en Bella Unión, y el Complejo de Parques Eólicos “Ing. Emanuele
Cambilargiu”, de la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas
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(UTE). En ambos proyectos se detallan los aspectos técnicos de los emprendimientos,
económicos, ambientales y sociales.
En lo referente a ALUR-Bella Unión, se describe primeramente el marco histórico y
geográfico de la región donde se ubica el emprendimiento, dada su relevancia en el
proceso de elaboración y ejecución del proyecto. A continuación se describe el proceso
de conformación de la empresa Alcoholes del Uruguay (ALUR), y qué inversiones
debió realizar ésta en el ingenio de Bella Unión al darse comienzo al emprendimiento
agroenergético. Posteriormente se describe esquemáticamente los procesos industriales
de obtención de bagazo y etanol, así como algunos detalles de la producción de este
alcohol y de la generación de energía eléctrica a partir de la combustión de bagazo.
Basándose en el ciclo de emisiones de CO2 de la producción de etanol a partir de
bagazo de caña de azúcar descrito en ESSO (2010), se calcula una estimación de la
reducción de estas emisiones generada por el emprendimiento de ALUR en Bella
Unión. Finalmente se detallan algunos indicadores económicos del emprendimiento, y
se discute sus perspectivas y desafíos futuros.
En la descripción del parque eólico de UTE en Sierra de los Caracoles, se comienza con
un marco descriptivo de la energía eólica en el mundo, y del potencial eólico en
Uruguay. Posteriormente se describen los antecedentes del proyecto (particularmente el
proyecto piloto de 150 kW), y el proceso de llamado a licitación que UTE realizó para
la construcción del parque. El montaje del mismo también es descrito en detalle, con la
ayuda de abundante material fotográfico, cortesía del Ing. Oscar Ferreño, gerente del
área generación de la empresa estatal. Previo a la descripción del montaje, se incluye
información financiera del emprendimiento, y un cálculo de rentabilidad, comparado a
un caso base de generación exclusivamente térmica.
La energía eléctrica generada y el factor de carga correspondientes al periodo abril
2009-abril 2010, son expuestos y comentados. Finalmente es abordado parte del
impacto ambiental del proyecto, referente a las aves y mamíferos voladores, y al ruido
generado, en base a lo descrito en el “Estudio de Impacto Ambiental Parque Eólico de
10 MW”, elaborado por UTE en 2008. También se describen los pasos dados en el
proceso de validación del proyecto en el MDL.
Finalmente se comentan algunas de las lecciones aprendidas, que se espera puedan ser
tenidas en cuenta en otros países de la región, dado el grado de replicabilidad que estos
proyectos poseen en estos países.
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INDICE DE CONTENIDO
1
RESUMEN EJECUTIVO .......................................................................................1
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LINEA BASE DE LAS TECNOLOGIAS ENERGETICAS .............................11
2.1
INTRODUCCIÓN..................................................................................................................... 11
2.2
METODOLOGÍA...................................................................................................................... 12
2.3
INFORMACIÓN ENERGÉTICA GENERAL.......................................................................... 13
2.3.1 Oferta interna.......................................................................... Error! Bookmark not defined.
2.3.2 Intensidad energética ............................................................................................................ 14
2.3.3 Consumo energético por sector ............................................................................................ 15
2.3.4 Consumo final residencial..................................................................................................... 16
2.3.5 Consumo final del sector servicios ....................................................................................... 18
2.3.6 Consumo final del agro y la pesca........................................................................................ 19
2.3.7 Consumo final de la industria ............................................................................................... 19
2.3.8 La matriz eléctrica ................................................................................................................ 20
2.3.9 Evolución de tarifas energéticas........................................................................................... 25
2.3.10
Emisiones de CO2 y MDL ................................................................................................. 31
2.4
MARCO GENERAL E INSTITUCIONAL DE LAS RENOVABLES EN URUGUAY.......... 34
2.4.1 Ley de Agrocombustibles (18.195)........................................................................................ 34
2.4.2 Decretos 455/07 y 443/08 ..................................................................................................... 36
2.4.3 Decreto 354/09...................................................................................................................... 38
2.4.4 Ley de Energía Solar Térmica (18.585)................................................................................ 39
2.4.5 Decreto de microgeneración (173/2010) .............................................................................. 40
2.4.6 Marco Institucional............................................................................................................... 41
2.5
INFORMACIÓN SOBRE LAS INSTALACIONES MÁS RELEVANTES DE ENERGÍAS
RENOVABLES ...................................................................................................................................... 43
2.5.1 Introducción .......................................................................................................................... 43
2.5.2 Proyecto ALUR S.A............................................................................................................... 44
2.5.3 Proyecto GALOFER S.A. ...................................................................................................... 47
2.5.4 Proyecto Cementos Artigas S.A. ........................................................................................... 49
2.5.5 Proyecto Las Rosas ............................................................................................................... 52
2.5.6 Proyecto Energía Limpia Paysandú ..................................................................................... 57
2.5.7 Proyecto UPM....................................................................................................................... 61
2.5.8 Parque eólico Sierra de los Caracoles ................................................................................. 63
2.5.9 Proyecto Tecnosolar S.A....................................................................................................... 65
2.6
LECCIONES APRENDIDAS ................................................................................................... 71
2.7
APÉNDICE A: DATOS GENERALES DEL URUGUAY ................................................................... 73
3
ESTADO DEL ARTE DE LAS RENOVABLES EN URUGUAY....................75
3.1
INTRODUCCION..................................................................................................................... 75
3.2
METODOLOGÍA...................................................................................................................... 76
3.3
EMPRENDIMIENTO AGROENERGÉTICO EN BELLA UNIÓN - ALUR S.A.................... 77
3.3.1 Descripción general .............................................................................................................. 77
3.3.2 Análisis de actores ................................................................................................................ 78
3.3.3 Aspectos tecnológicos ........................................................................................................... 79
3.3.4 Aspectos legales .................................................................................................................... 83
3.3.5 Aspectos sociales................................................................................................................... 84
3.3.6 Aspectos económicos............................................................................................................. 84
3.3.7 Aspectos ambientales ............................................................................................................ 90
3.3.8 Replicabilidad ....................................................................................................................... 91
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3.3.9 Desafíos a futuro ................................................................................................................... 91
3.3.10
Perspectivas a futuro ........................................................................................................ 93
3.3.11
Apéndice I: Diagrama de flujo de producción de azúcar................................................. 94
3.3.12
Apéndice II: Diagrama de flujo de producción de alcohol .............................................. 95
3.4
COMPLEJO DE PARQUES EÓLICOS “ING. EMANUELE CAMBILARGIU” – UTE ........ 96
3.4.1 Descripción general .............................................................................................................. 96
3.4.2 Análisis de actores .............................................................................................................. 104
3.4.3 Aspectos tecnológicos ......................................................................................................... 104
3.4.4 Aspectos legales .................................................................................................................. 120
3.4.5 Aspectos sociales................................................................................................................. 121
3.4.6 Aspectos económicos........................................................................................................... 121
3.4.7 Aspectos ambientales .......................................................................................................... 125
3.4.8 Replicabilidad ..................................................................................................................... 129
3.5
ENTREVISTA A OSCAR FERREÑO – GERENTE ÁREA DE GENERACIÓN DE UTE .. 130
3.6
ENTREVISTA AL DR. RAMÓN MÉNDEZ GALAIN – DIRECTOR NACIONAL DE
ENERGÍA............................................................................................................................................. 131
3.7
LECCIONES APRENDIDAS ................................................................................................. 135
3.8
REFERENCIAS DE LINEA BASE DE LAS TECNOLOGÍAS ENERGÉTICAS..................... 136
3.9
REFERENCIAS DEL EMPRENDIMIENTO AGROENERGÉTICO EN BELLA UNIÓN ALUR S.A............................................................................................................................................. 142
3.10
REFERENCIAS DEL COMPLEJO DE PARQUES EÓLICOS “ING. EMANUELE
CAMBILARGIU” - UTE...................................................................................................................... 144
INDICE DE FIGURAS
Figura 2-1: Distribución de la oferta interna de energía por fuente en 2008 (DNETN, 2008a, p.
2). ................................................................................................................................................. 13
Figura 2-2: Evolución temporal de la intensidad energética de los sectores indicados. La
intensidad energética del sector transporte ha sido dividida entre 4, mientras que la del sector
comercial y servicios fue multiplicada por 4 (Fuente de datos: DNETN, 2008b)....................... 14
Figura 2-3: Evolución del PBI y del consumo final de energía (DNETN, 2008a)...................... 15
Figura 2-4: Consumo final energético por sector en 2009 (SIEE, 2010). ................................... 16
Figura 2-5: Conformación del consumo final residencial por fuente en 2009 (Fuente de datos:
SIEE, 2010).................................................................................................................................. 17
Figura 2-6: Conformación del consumo final del sector servicios por fuente en 2009 (Fuente de
datos: SIEE, 2010). ...................................................................................................................... 18
Figura 2-7: Conformación del consumo final del agro y la pesca por fuente en 2009 (Fuente de
datos: SIEE, 2010). ...................................................................................................................... 19
Figura 2-8: Conformación del consumo final de la industria por fuente en 2009 (Fuente de
datos: SIEE, 2010). ...................................................................................................................... 20
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Figura 2-9: Generación de energía eléctrica por fuente, correspondiente al año 2009 (Fuente de
datos: DNETN, 2010c). ............................................................................................................... 20
Figura 2-10: Evolución temporal del consumo eléctrico per cápita (DNETN, 2008h, p. 12). .... 21
Figura 2-11: Generación de energía eléctrica por tipo de central, en el periodo 2000-2010
(DNETN, 2010c). ........................................................................................................................ 23
Figura 2-12: Facturación de UTE por sector (DNETN, 2010d). ................................................. 24
Figura 2-13: Facturación de UTE por sector, en febrero de 2010 (a) y junio de 2009 (b)
(DNETN, 2010d). ........................................................................................................................ 25
Figura 2-14: Evolución de los precios medios de combustibles con impuestos (DNETN,
2010e). ......................................................................................................................................... 26
Figura 2-15: Evolución del precio del barril de referencia West Texas Intermediate (WTI)
(Fuente de datos: EIA, 2010). ...................................................................................................... 27
Figura 2-16: Evolución de los precios medios de gas natural con impuestos de la empresa
Conecta para la zona sur del país, para diferentes tipos de tarifa, según criterios de la DNE
(DNETN, 2010f). ......................................................................................................................... 29
Figura 2-17: Evolución de los precios medios de gas natural con impuestos para diferentes
tipos de tarifa, según criterios de la DNE, en Montevideo (DNETN, 2010f). ............................ 29
Figura 2-18: Evolución de los precios medios de electricidad con impuestos para diferentes
tipos de tarifa, según criterios de la DNE (DNETN, 2010g). ...................................................... 31
Figura 2-19: Emisiones de CO2, correspondientes a 2004 (Fuente: DINAMA, 2004, p. 12). .... 32
Figura 2-20: Emisiones de CO2, correspondientes a 2004, por sector y subsector (Fuente:
DINAMA, 2004, p. 12)................................................................................................................ 32
Figura 2-21: Ciclo de proyecto MDL. Para una descripción detallada de cada instancia, ver
UCC (2010) (Fuente imagen: UCC, 2010). ................................................................................. 34
Figura 2-22: Marco institucional de los decretos 455/07, 443/08 y 354/09, referidos a
exoneraciones tributarias de proyectos de inversión, en el marco de la Ley de Promoción de
Inversiones. .................................................................................................................................. 38
Figura 2-23: Marco institucional del Decreto 173/10, referido a microgeneración de energía
eléctrica. Para una explicación de las siglas, ver texto. ............................................................... 41
Figura 3-1: Esquema simplificado del procesamiento de la caña de azúcar, para la obtención del
jugo de caña, por un lado, y del bagazo, por otro (Gentileza del Ing. Luis Sanguinetti, ALUR
S.A). ............................................................................................................................................. 79
Figura 3-2: Esquema del proceso de obtención de melaza (Gentileza del Ing. Luis Sanguinetti,
ALUR S.A). ................................................................................................................................. 80
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Figura 3-3: Esquema del sistema de generación de EE. .............................................................. 82
Figura 3-4: Evolución del precio internacional New York #11 del azúcar (Fuente de datos:
CAN, 2010).................................................................................................................................. 92
Figura 3-5: Diagrama de flujo de producción de azúcar (Fuente: Guchin, 2010b). .................... 94
Figura 3-6: Diagrama de flujo de producción de etanol (Fuente: Guchin, 2010b)...................... 95
Figura 3-7: Tasas de crecimiento promedio anual de capacidad de energías renovables en el
mundo, para el período fines de 2004-2009. EST corresponde a energía solar térmica destinada
a calentamiento de agua y acondicionamiento térmico (Fuente de datos: REN21, 2010). ......... 96
Figura 3-8: Mapa eólico del Uruguay, para una altura de 30 metros (DNE-PEE, 2010b). ......... 99
Figura 3-9: Torre con anemómetros para medición de vientos (Fuente imagen: Ferreño, 2010a).100
Figura 3-10: Dirección de vientos en la Sierra de los Caracoles (Fuente imagen: UTE, 2008) 101
Figura 3-11: Red de generación y trasmisión de energía eléctrica (Fuente:
http://www.electromagazine.com.uy/anteriores/numero24/mmee24.htm) ............................... 105
Figura 3-12: Ubicación del parque eólico, indicada por el marcador azul. En la intersección de
las rutas 9 y 39 se encuentra la Estación de Trasmisión San Carlos N° 3T10 (Fuente:
http://itouchmap.com/latlong.html). .......................................................................................... 106
Figura
3-13:
Principales
partes
de
un
aerogenerador
(Fuente:
http://windwithmiller.windpower.org/es/kids/intro/build.htm) ................................................. 108
Figura 3-14: Partes de un aerogenerador Vestas V80 (Fuente: Vestas, 2010). ......................... 109
Figura 3-15: Curva de potencia del V80 (Fuente: Vestas, 2010). ............................................. 110
Figura 3-16: Gráfico de flujo de caja acumulado, para la inversión y demás parámetros
indicados en la Tabla 9. ............................................................................................................. 123
Figura 3-17: Curvas de potencia del V80 para distintos niveles ajustables de ruido (Fuente:
Vestas, 2010). ............................................................................................................................ 126
Figura 3-18: Superficies de nivel de ruido, para 2 MW a 15 m/s (Fuente: UTE, 2008). .......... 127
Figura 3-19: Superficies de nivel de ruido, para 1,2 MW a 10 m/s (Fuente: UTE, 2008). ....... 127
Figura 3-20: Superficies de nivel de ruido, para 0,2 MW a 5 m/s (Fuente: UTE, 2008). ......... 128
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INDICE DE IMÁGENES
Imagen 2-1: Ingenio de ALUR en Bella Unión (Fuente de imagen: Ferrando, Lagos & Llarena,
2008, p. 60). ................................................................................................................................. 44
Imagen 2-2: Planta de GALOFER S.A., en Villa Sara, departamento de Treinta y Tres
(Gentileza de Jorge Martínez, Galofer SA). ................................................................................ 47
Imagen 2-3: Planta Industrial Minas, Cementos Artigas S.A. (Fuente imagen:
http://www.cemartigas.com.uy/foto-020.jpg).............................................................................. 49
Imagen 2-4: Generadores en planta de biogás del Relleno Sanitario de Las Rosas, departamento
de Maldonado (Foto gentileza de Sebastián Bajsa, IMM)........................................................... 52
Imagen 2-5: Cañería de biogás (Foto gentileza de Sebastián Bajsa, IMM) ................................ 55
Imagen 2-6: Generador (Foto gentileza de Sebastián Bajsa, IMM) ............................................ 56
Imagen 2-7: Planta de Energía Limpia Paysandú (Foto gentileza de Arisbel Ambrossi) ........... 57
Imagen 2-8: Torres de enfriamiento (Foto gentileza de Arisbel Ambrossi)................................ 60
Imagen 2-9: Cinta transportadora de chip (Foto gentileza de Arisbel Ambrossi) ....................... 60
Imagen 2-10: Vista de la planta de UPM (Foto gentileza de Bruno Vuan, UPM). ..................... 61
Imagen 2-11: Vista de la planta de UPM (Foto gentileza de Bruno Vuan, UPM). ..................... 63
Imagen 2-12: Vista general de Caracoles I (Fuente de imagen: Ferreño, 2010). ........................ 64
Imagen 2-13: Colectores solares de la instalación (Foto gentileza de Fabricio Munch,
Tecnosolar S.A.) .......................................................................................................................... 65
Imagen 3-1: Transportador que conduce el bagazo a la caldera (Foto gentileza del Ing. Luis
Sanguinetti, ALUR S.A). ............................................................................................................. 85
Imagen 3-2: Turbogenerador de 12 MW de potencia nominal (Foto gentileza del Ing. Luis
Sanguinetti, ALUR S.A). ............................................................................................................. 86
Imagen 3-3: Sistema de tratamiento de agua por ósmosis inversa (Foto gentileza del Ing. Luis
Sanguinetti, ALUR S.A). ............................................................................................................. 87
Imagen 3-4: Aerogenerador de 150 kW (Fuente: UTE, 2008). ................................................. 103
Imagen 3-5: Arribo al Puerto de Montevideo de los equipos, a comienzos de marzo de 2008
(Fuente: Ferreño, 2010a)............................................................................................................ 111
Imagen 3-6: Cimentación de un aerogenerador (Fuente de imagen: Ferreño, 2010a). ............. 112
Imagen 3-7: Transporte de aspa al sitio (Fuente de imagen: Ferreño, 2010a)........................... 113
Imagen 3-8: Grúa principal, Liebherr LTM1500 (Fuente de imagen: Ferreño, 2010a). ........... 114
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Imagen 3-9: Montaje de la torre (Fuente de imagen: Ferreño, 2010a). ..................................... 115
Imagen 3-10: Colocación de la góndola de un aerogenerador (Fuente de imagen: Ferreño,
2010a). ....................................................................................................................................... 116
Imagen 3-11: Colocación de un aspa (Fuente de imagen: Ferreño, 2010a). ............................. 117
Imagen 3-12: Vista general de Caracoles I (Fuente de imagen: Ferreño, 2010a). .................... 118
INDICE DE TABLAS
Tabla 2-1: Ahorro de energía eléctrica en el sector residencial por uso de sistemas de EST...... 17
Tabla 2-2: Población total del país. Los años marcados en (*) corresponden a censos nacionales
(INE, 2010a); año marcado en (**) corresponde a informe “Energía en cifras” del año 2010
(OLADE, 2010). .......................................................................................................................... 21
Tabla 2-3: Tasas de crecimiento acumulativo anual de población (en base a datos de la Tabla
2-2) y consumo eléctrico (en base a datos de SIEE, 2010).......................................................... 22
Tabla 2-4: Reducción de emisiones de los proyectos más importantes de energía renovable en
el país. .......................................................................................................................................... 33
Tabla 2-5: Categorías de proyectos de inversión, para aplicación de los Decretos 455/07 y
443/08 (COMAP, 2010). ............................................................................................................. 36
Tabla 3-1: Indicadores industriales en las zafras 2006-2008 (Sendic, 2009). ............................. 88
Tabla 3-2: Consumos de leña en las zafras 2006-2008 (Sendic, 2009). ...................................... 89
Tabla 3-3: Producción azucarera en 2007 y 2008 (Sendic, 2009). .............................................. 89
Tabla 3-4. Distribución de puestos de trabajo por tipo de empleo (Sendic, 2009)...................... 89
Tabla 3-5: Emisiones y reabsorciones/emisiones evitadas en el ACV del etanol (ESSO, 2010).90
Tabla 3-6: Energía eólica en el mundo (Fuente de datos: WWEA, 2009). ................................. 97
Tabla 3-7: Datos técnicos del aerogenerador de 150 kW (UTE, 2008)..................................... 102
Tabla 3-8: Datos técnicos del aerogenerador Vestas V80 (Vestas, 2010)................................. 107
Tabla 3-9: Datos adicionales (Ferreño, 2010a).......................................................................... 107
Tabla 3-10: Factor de carga de y energía generada por el parque eólico. ................................. 119
Tabla 3-11: Valores de precio de energía (en euros por MWh) necesarios para generar las TIR
indicadas, de acuerdo al FC correspondiente (Fuente de datos: Ferreño, 2010a). .................... 122
Tabla 3-12: Parámetros asumidos.............................................................................................. 123
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Tabla 3-13: Incidencia de cada rubro en el monto total de la inversión en Caracoles I (Fuente de
datos: Ferreño, 2010b). .............................................................................................................. 124
Tabla 3-14: Incidencia de cada rubro en el monto total de la inversión en Caracoles II (Fuente
de datos: Ferreño, 2010b). ......................................................................................................... 125
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LINEA BASE DE LAS TECNOLOGIAS ENERGETICAS
1.1
INTRODUCCIÓN
El carácter finito de los recursos energéticos de origen fósil y el hecho de encontrarse la
Humanidad ante los albores del pico de producción de petróleo y gas (ASPO, 2010),
han contribuido en sumo grado al importante impulso al desarrollo de la inclusión de
fuentes de energía renovable en las matrices energéticas ocurrido en las últimas
décadas, fundamentalmente en los países de la Unión Europea (UE) y Latinoamérica y
el Caribe (LAC) (UNIDO, 2010).
En la reunión cumbre de Rio en 1999, en la cual se reunieron Jefes de Estado y
Gobierno de la UE y LAC, surgió la iniciativa de construir una “asociación estratégica
bi-regional”, fruto de la cual los países latinoamericanos y del Caribe iniciaron un
proceso que se sintetizó en la Plataforma de Brasilia para Energía Renovable, adoptada
en la reunión cumbre regional de Brasilia, en octubre de 2003 (UNIDO, 2010).
Posteriormente, en abril de 2004, se aprueba la Declaración de Santiago, en la XVII
Reunión de la Comisión de Energía y Minas del Parlamento Latinoamericano
(PARLATINO), celebrada en Santiago de Chile (UNIDO, 2010). La Declaración insta
a los parlamentarios latinoamericanos y del Caribe, entre otras cosas, a “legislar con el
fin de asegurar el uso y fomento de las energías renovables sustentables”. Asimismo,
exige a los gobiernos de la región establecer “metas cuantitativas para cada país para el
efectivo incremento de la participación de las fuentes renovables sustentables en las
matrices energéticas”, construir “los mecanismos necesarios para la inserción de las
fuentes renovables sustentables así como los instrumentos económicos (enfatizando
iniciativas nacionales y regionales de financiamiento) y normativos, mecanismos
regulatorios e incentivos para su promoción”, e implementar “instancias de
participación ciudadana en la planificación, decisión, gestión y control de las políticas
energéticas”, entre otros puntos (PARLATINO, 2004).
En la Reunión Ministerial Iberoamericana, realizada en Montevideo los días 26 y 27 de
setiembre de 2006, se aprobó una Declaración Ministerial que incitaba a los gobiernos
de la región a “establecer un Observatorio Regional de Energía Renovable, a ser
propuesto y desarrollado por ONUDI” (UNIDO, 2010).
En el Uruguay ha habido en los últimos años una importante apuesta por fuentes de
energía renovable. Particularmente destacan proyectos de cogeneración a partir de
biomasa, y parques eólicos públicos (Sierra de los Caracoles) y privados (Nuevo
Manantial, Agroland). Paralelamente a estos emprendimientos de gran porte, se ha
generado una experiencia interesante en torno al desarrollo de la energía solar térmica,
articulado por una amplia gama de actores, nucleados en la denominada “Mesa Solar”,
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actor fundamental en el impulso a la elaboración y posterior aprobación de la Ley de
Energía Solar Térmica.
En el presente informe se analiza la matriz energética actual del Uruguay, trazándose
también en algunos casos y a grandes rasgos la evolución histórica de algunas de las
variables más relevantes de esta matriz.
Existe en el país un clima muy favorable a las inversiones en proyectos de producción
más limpia, creado por la adopción de leyes, decretos y normativas que buscan
promover y fomentar este tipo de inversiones. Este marco legal e institucional es
analizado en el apartado 2.4. del presente informe.
Finalmente, se detallan los aspectos más relevantes de algunos de los proyectos de
energía renovable más destacados, recabados a partir de información brindada por las
empresas involucradas en los mismos.
1.2
METODOLOGÍA
Para la elaboración del presente informe, se recurrió casi exclusivamente a fuentes de
información secundaria, a saber:
-Datos de la Dirección Nacional de Energía y Tecnología Nuclear (DNETN),
contenidos en el Balance Energético Nacional y planillas disponibles en su sitio web
(www.dnetn.gub.uy).
-Textos íntegros de leyes y decretos relativos a la promoción de energías renovables, y
al nuevo régimen de promoción de inversiones.
-Empresas vinculadas a proyectos ejecutados de energía renovable. Para la obtención
de una lista de dichas empresas y proyectos, se utilizó fundamentalmente información
brindada por la Unidad de Cambio Climático, del Ministerio de Vivienda,
Ordenamiento Territorial y Medio Ambiente.
-Información disponible en Internet, de
gubernamentales (EIA, OLADE, entre otros).
diversas
agencias
y
organismos
Además, se realizaron múltiples consultas a personal de la DNETN.
Toda la información obtenida fue seleccionada, sintetizada y analizada. Los principales
resultados son los que finalmente fueron plasmados en el presente informe.
12
Uruguay‐
Productos
I
y
II
1.3
INFORMACIÓN ENERGÉTICA GENERAL
1.3.1 Oferta interna
La matriz energética uruguaya se caracteriza fundamentalmente por dos aspectos,
íntimamente relacionados: la alta participación de hidrocarburos, y la fuerte
dependencia de fuentes importadas. Estos dos aspectos se ponen de manifiesto
claramente al analizar la oferta interna de energía por fuente, mostrado en la Error!
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Los hidrocarburos significaron un 63% de la oferta interna total en 2008, mientras que
las fuentes importadas (hidrocarburos más electricidad importada) sumaron un 65%. A
modo comparativo, en 2004 el petróleo y derivados significaron un 60% de la oferta
interna, biomasa un 17%, gas natural 3%, hidroelectricidad 14% y electricidad
importada un 7% (DNETN, 2010a).
Figura 0-1: Distribución de la oferta interna de energía por fuente en 2008 (DNETN,
2008a, p. 2).
En la Figura 0-1 destaca además la fuerte presencia de biomasa, con un 25% del total
de la oferta interna. De esta porción, la leña constituye un 44% aproximadamente,
teniendo como destino final los sectores residencial e industrial, mientras que el 56%
restante lo conforman residuos vegetales, cuyo destino final es el abastecimiento de
centrales eléctricas (plantas de cogeneración) y del sector industrial. Sin embargo, es
preciso señalar que para el consumo de leña del sector residencial se utilizaron los
datos de la encuesta por fuente realizada por la DNETN en 1988, de modo que es
13
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I
y
II
preciso ser cauteloso en cuanto al manejo del valor de consumo de biomasa (DNETN,
2008a).
1.3.2 Intensidad energética
La intensidad energética se define como el cociente entre el consumo energético final y
el valor agregado de un determinado sector (DNETN, 2008a). En la Figura 0-2 se
muestra la evolución temporal de la intensidad energética de los sectores transporte,
industria, agro y pesca, y comercial y servicios. Los valores agregados están expresados
en miles de pesos uruguayos a precios constantes de 1983 (Banco Central del Uruguay,
en DNETN, 2008b). La intensidad energética del sector transporte ha sido dividida
entre 4, mientras que la del sector servicios fue multiplicada por 4, a los efectos de
poder visualizar mejor las fluctuaciones en los distintos sectores.
Figura 0-2: Evolución temporal de la intensidad energética de los sectores indicados.
La intensidad energética del sector transporte ha sido dividida entre 4, mientras que la
del sector comercial y servicios fue multiplicada por 4 (Fuente de datos: DNETN,
2008b).
De la Figura 0-2 se desprende que el sector comercial y de servicios ha mantenido
durante el periodo abarcado una tendencia al alza, aun cuando se ha mantenido bastante
estable desde el año 2002 aproximadamente. En el 2008 el valor agregado del sector
había aumentado en un 28% con respecto al 2002 (año de una de las peores crisis
económicas que ha sufrido el país), mientras que el consumo energético aumentó un
26%.
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y
II
En cuanto al sector industrial, y como puede verse en la Figura 0-2, destaca el fuerte
incremento que se ha producido desde el año 2006 aproximadamente. En 2008, el valor
agregado del sector creció un 31% con respecto al 2005, mientras que el consumo
energético creció un 77%. Esto se explica fundamentalmente por la recuperación y
crecimiento económicos que la actividad industrial ha mantenido en el periodo (datos
del Banco Central del Uruguay, citados en DNETN, 2008b). Estos datos demuestran
también que el uso eficiente de la energía no ha acompañado lo suficiente el ritmo de
crecimiento económico en el sector.
En cuanto al sector transporte, se ve claramente en el gráfico que la intensidad
energética ha mantenido una tendencia a la baja desde el año 2002, lo cual se explica
por al menos dos renovaciones de flota ocurridas en el periodo (DNETN, 2008a).
La evolución del consumo energético total del país y del PBI se muestra en la Figura
0-3. Lo más destacable de este gráfico es la evolución de las dos magnitudes en el
periodo 2002-2008. Mientras que el consumo energético creció a una tasa acumulativa
anual del 5,5%, el PBI lo hizo a una tasa acumulativa anual del 7,8% (DNETN,
2008c). Esto implica que la intensidad energética ha disminuido en el periodo, pues ha
aumentado el PBI a mayor ritmo que el consumo energético.
Figura 0-3: Evolución del PBI y del consumo final de energía (DNETN, 2008a).
1.3.3 Consumo energético por sector
El consumo energético final por sector en el año 2009 se muestra en la Figura 0-4.
15
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y
II
Figura 0-4: Consumo final energético por sector en 2009 (SIEE, 2010).
La novedad más importante de esta distribución con respecto a años anteriores,
exceptuando 2008, es el puesto ocupado por la industria. Desde 1980 y hasta 2007
inclusive, el sector residencial consumía más energía que el industrial, y desde 1993 al
2007 inclusive el consumo industrial se situaba también por debajo del consumo
energético del transporte (DNETN, 2008a).
Este importante incremento del consumo energético en el sector industrial se debe
fundamentalmente a un incremento en el consumo de biomasa (particularmente, la
planta de celulosa UPM consume aprox. 1.600.000 toneladas de licor negro anuales,
ver
16
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y
II
Proyecto
UPM).
1.3.4 Consumo final residencial
El consumo final residencial por fuente en el año 2009 se muestra en la Figura 0-5.
Como se señaló más arriba, el consumo de leña no es exacto, particularmente en este
sector pues se utiliza el valor obtenido en 1988, y sería menor, aunque no es posible
cuantificarlo pues aún no se encuentran disponibles los datos de la encuesta de
consumo de energía por fuente y uso, realizada por la DNE en 2006 (DNETN, 2008a).
Bajo el concepto “Otros” se engloban el gas propano, queroseno, diesel oil, gas oil y
fuel oil. De éstos, el de mayor participación es el fuel oil, con el 9,7% del consumo
final residencial (SIEE, 2010).
Figura 0-5: Conformación del consumo final residencial por fuente en 2009 (Fuente de
datos: SIEE, 2010).
Aquí cabe destacar el importante potencial de desarrollo que determinado tipo de
tecnologías de energía renovable tiene en este sector, particularmente la energía solar
térmica (EST) destinada fundamentalmente al abastecimiento de agua caliente sanitaria,
y la microgeneración eólica y fotovoltaica.
Si consideramos que entre un 35 y un 40 % de la energía eléctrica consumida en los
hogares se destina al calentamiento de agua, y que un sistema de calentamiento solar
térmico de tipo doméstico típicamente posee una fracción solar1 de entre un 45 y un
55%, la inclusión de esta tecnología implica los porcentajes de ahorro de energía
eléctrica indicados en la siguiente tabla:
1
La
fracción
solar
es
la
porción
de
energía
necesaria
para
satisfacer
la
demanda
dada
de
ACS,
proporcionada
por
el
sistema
de
calentamiento
solar
térmico.
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II
Fracción solar
45%
55%
35%
15,75%
19,25%
40%
18.00%
22%
EE para
calentamiento de agua
Tabla 0-1: Ahorro de energía eléctrica en el sector residencial por uso de sistemas de
EST2.
De acuerdo a los valores de la Tabla 0-1: Ahorro de energía eléctrica en el sector
residencial por uso de sistemas de ESTTabla 0-1, la inclusión de sistemas de
calentamiento solar térmico en el sector residencial, implican entre un 15,75 y un 22 %
de ahorro eléctrico, dependiendo de la fracción solar del sistema y del porcentaje del
consumo eléctrico total que es destinado al calentamiento de agua.
1.3.5 Consumo final del sector servicios
El sector comercial y de servicios incluye comercios mayoristas, minoristas,
restaurantes, establecimientos
financieros. Abarca además establecimientos de
servicios sociales y comunales, tales como escuelas, universidades, salud,
administración pública, defensa, etc. (OLADE, 2007, p. 13).
Destaca en este sector, como muestra la Figura 0-6, la dominante participación del
consumo eléctrico, que históricamente ha mantenido una tendencia permanente al alza,
con excepción de algunos periodos. Desde el año 1995 el consumo eléctrico del sector
ha superado el 70% del total (DNETN, 2008a, p8).
El consumo de gas natural (fuente incorporada a la matriz energética uruguaya en el
año 1998) ha crecido sensiblemente, sobre todo a partir del año 2004, cuando significó
el 3% del consumo total del sector (DNETN, 2008e).
2
Estos
cálculos
fueron
realizados
por
el
Autor,
a
partir
de
valores
típicos
de
fracción
solar
y
porcentaje
de
energía
eléctrica
destinada
a
calentamiento
de
agua
en
una
residencia.
18
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I
y
II
Figura 0-6: Conformación del consumo final del sector servicios por fuente en 2009
(Fuente de datos: SIEE, 2010).
1.3.6 Consumo final del agro y la pesca
El predominio del diesel oil en el consumo final de los sectores del agro y la pesca es
muy marcado, tal como ilustra la Figura 0-7.
Figura 0-7: Conformación del consumo final del agro y la pesca por fuente en 2009
(Fuente de datos: SIEE, 2010).
19
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El consumo eléctrico, que en 1995 significaba tan sólo el 2% del consumo total del
sector, ascendió a un 18% en 2009 (DNETN, 2008f y SIEE, 2010). Quizá pueda esto
deberse, al menos en parte, al incremento en la tasa de electrificación rural, la cual se
situaba, en 1996, en el 74%, mientras que en 1985 era del 55,7% (DNETN, 2010b).
1.3.7 Consumo final de la industria
Como se indicó anteriormente, a partir del 2008 los residuos de biomasa pasan a ser la
principal fuente de energía del sector industrial, debido fundamentalmente al consumo
de licor negro en la industria de pasta de celulosa (DNETN, 2008a). En 2007 los
residuos de biomasa significaron el 13% del consumo total, siendo desde el año 2003 y
hasta el 2007 la electricidad la fuente de mayor participación en el consumo del sector
(DNETN, 2008g). Compárese esta situación con la distribución del consumo por fuente
del sector, correspondiente al año 2009, y detallado en la Figura 0-8.
El consumo eléctrico del sector ha mantenido una permanente tendencia al alza desde
que se tienen registros (1965), con excepción del periodo 1994-2003, en el cual fluctuó
en torno a los 125 ktep aproximadamente. A partir del 2003 comienza un notorio
ascenso, el cual se vuelve más marcado aún a partir del 2007 (DNETN, 2008g).
Figura 0-8: Conformación del consumo final de la industria por fuente en 2009
(Fuente de datos: SIEE, 2010).
20
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y
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1.3.8 La matriz eléctrica
La Figura 0-9 muestra la generación de energía eléctrica por tipo de fuente, en el año
2009. Nótese que las fuentes renovables (hidráulica y eólica) significaron un 65,3% del
total.
Figura 0-9: Generación de energía eléctrica por fuente, correspondiente al año 2009
(Fuente de datos: DNETN, 2010c).
La Figura 0-10 muestra la evolución temporal del consumo eléctrico per cápita.
Además del continuo crecimiento en el periodo 1990-2000, destaca el decrecimiento
paulatino a partir de este año, el mínimo que se produce en 2003. Aquí reaparece, como
en la Figura 0-3, la crisis económica que en 2002 alcanzó su punto más acuciante.
Los niveles del año 2000 recién se recuperaron en 2005, y en 2008 el consumo
eléctrico per cápita fue de 2328 kWh/hab (DNETN, 2008k). La Tabla 0-2 muestra la
población total del país, desde 1985 a 2008.
21
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II
Figura 0-10: Evolución temporal del consumo eléctrico per cápita (DNETN, 2008h, p.
12).
2009 (**)
3.361.000
2 0 0 4 (*)
3.241.003
1 9 9 6 (*)
3.163.763
1 9 8 5 (*)
2.955.241
Tabla 0-2: Población total del país. Los años marcados en (*) corresponden a censos
nacionales (INE, 2010a); año marcado en (**) corresponde a informe “Energía en
cifras” del año 2010 (OLADE, 2010).
22
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Tasa de crecimiento
acumulativo anual de
población
Tasa de crecimiento
acumulativo anual de
consumo eléctrico
1985-1996
0,62%
4,64%
1996-2004
0,30%
2,34%
2004-2009
0,73%
2.96%
Tabla 0-3: Tasas de crecimiento acumulativo anual de población (en base a datos de la
Tabla 0-2) y consumo eléctrico (en base a datos de SIEE, 2010).
Dado que, como muestra la Tabla 0-3, las tasas de crecimiento acumulativo anual del
consumo eléctrico son un orden de magnitud mayor que las tasas de crecimiento
acumulativo anual de población (obtenidas a partir de los datos de la Tabla 0-2), es
evidente que el incremento del consumo eléctrico, obedece sobre todo al crecimiento
económico del país, más que al aumento poblacional. Para confirmar esto, basta con
comparar las formas de las curvas de evolución del PBI (Figura 0-3) con la del
consumo eléctrico per cápita.
La Figura 0-11 muestra la generación de energía eléctrica por tipo de central. A partir
de enero de 2009 comienza a contabilizarse la contribución eólica, con un total de 50,8
GWh generados entre enero de 2009 y marzo de 2010 (haciendo un promedio de 3,387
GWh mensuales), lo cual equivale a un 0,48% del total de energía eléctrica generada en
el período (DNETN, 2010c). En el mismo período, las centrales hidroeléctricas
generaron un 72,29% del total, mientras que las centrales térmicas generaron el 27,23%
restante (DNETN, 2010c).
23
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I
y
II
Figura 0-11: Generación de energía eléctrica por tipo de central, en el periodo 20002010 (DNETN, 2010c).
El consumo eléctrico por sector es analizado a través de la facturación de UTE
(Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas, empresa estatal de
energía eléctrica) por sector. La evolución temporal de las facturaciones de UTE para
cada sector se muestra en la Figura 0-12, para el período 2000-2010. Lo que destaca de
este gráfico, es la tendencia al alza que han mantenido las facturaciones a la industria y
al sector servicios, particularmente a partir de enero de 2004. Las facturaciones al
sector residencial presentan una variación estacional clara, notándose también aquí una
tendencia al alza, aunque a partir del 2007 aproximadamente, y mucho menos marcada
que la de la industria o el sector servicios.
24
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I
y
II
Figura 0-12: Facturación de UTE por sector (DNETN, 2010d).
La Figura 0-13 muestra la facturación por sector para los meses de febrero de 2010 (a)
y junio de 2009 (b). Lo destacable de esta figura es la importante diferencia relativa
entre estos meses para los sectores residencial y comercial/servicios, lo cual pone en
evidencia más clara quizá la variación estacional en el consumo eléctrico,
particularmente del sector residencial. Aquí se pone de manifiesto indirectamente que
una importante porción del consumo eléctrico residencial, es destinado a calentamiento
de ambiente (estufas eléctricas, sistemas de aire acondicionado) y de agua (téngase en
cuenta que en invierno es necesaria más energía para calentar agua). Para la industria
no hay una variación estacional importante.
25
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y
II
Figura 0-13: Facturación de UTE por sector, en febrero de 2010 (a) y junio de 2009 (b)
(DNETN, 2010d).
1.3.9 Evolución de tarifas energéticas
Si se analiza la evolución de los precios medios de combustibles durante los últimos
diez años, se observará tres notorios valles, con mínimos ocurridos a comienzos de
2007, 2008 y 2009 (ver Figura 0-14).
Estos mínimos locales se corresponden con mínimos locales en el precio del barril
WTI, en enero de los años 2007, 2008 y 2009 (ver Figura 0-15). Particularmente
notable es el valle de enero de 2009.
26
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I
y
II
Figura 0-14: Evolución de los precios medios de combustibles con impuestos
(DNETN, 2010e).
27
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y
II
Figura 0-15: Evolución del precio del barril de referencia West Texas Intermediate
(WTI) (Fuente de datos: EIA, 2010).
La distribución de gas natural por redes es realizada actualmente por dos empresas:
Gaseba Uruguay S.A. en el departamento de Montevideo, y Conecta S.A. en el interior
del país. El transporte del energético lo realizan Gasoducto Cruz del Sur S.A. (GCDS)
y la estatal ANCAP. Finalmente, la comercialización del gas es llevada a cabo por
ANCAP, Gaseba Uruguay S.A., Conecta S.A. y Dinarel S.A. (DNETN, 2010h).
Como se indicó anteriormente (ver Consumo
final
del
sector
servicios), el gas natural fue
incorporado a la matriz energética del Uruguay en 1998, cuando entró en operación el
Gasoducto Cr. Federico Slinger, también llamado Gasoducto del Litoral (DNETN,
2010h). Este gasoducto, al igual que el GCDS (el cual entró en operaciones en
noviembre de 2002), proviene de Argentina. En el caso del primero, ingresa al Uruguay
cruzando el río homónimo, mientras que el segundo cruza el Río de la Plata, desde
Punta Lara-La Plata (Argentina) hasta Santa Ana, en el departamento de Colonia
(Uruguay) (DNETN, 2010h).
El Gasoducto Cruz del Sur se ramifica en Uruguay hacia las ciudades de Colonia del
Sacramento, Juan Lacaze, Rosario, Nueva Helvecia, San José de Mayo, Canelones,
Pando y Ciudad de la Costa, entre otras localidades, y por supuesto Montevideo
(DNETN, 2010h).
28
Uruguay‐
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I
y
II
Hasta el año 2005, la red de gas en la capital del país distribuía gas manufacturado,
obtenido a partir del cracking de nafta liviana. En ese año, culmina el proceso de
reconversión de la red y se pasa a utilizar el cracking de gas natural.
Las tarifas máximas de gas natural son fijadas para los clientes del “mercado cautivo”
(los que no clasifican como “grandes usuarios”, quienes consumen por lo menos 5000
Nm3/día, de acuerdo a lo establecido en el Decreto 216/002) por el Poder Ejecutivo
(DNETN, 2010h).
Las Figura 0-16 y Figura 0-17 muestran la evolución de las tarifas de gas de Conecta
Sur y Gaseba SA, respectivamente. Las distintas curvas corresponden a diferentes
categorías de usuarios, clasificados según el consumo mensual. Se utiliza el poder
calorífico inferior (PCI) del gas natural (8300 kcal/m3). Así por ejemplo, la categoría
res1 corresponde a una tarifa residencial, con un consumo de hasta 80000 kcal/mes
(9,64 m3/mes). Para la categorización del resto de las tarifas, ver DNETN (2010f).
El pico observado en las curvas de las Figura 0-16 y Figura 0-17, que abarca el periodo
agosto-diciembre de 2008, se debe fundamentalmente a dos factores. A partir del 1o de
agosto de 2006 comienzan a aplicarse las retenciones en Argentina, es decir, a gravarse
la exportación de gas natural. Inicialmente este impuesto era del 45% sobre el precio de
exportación. A solicitud de los distribuidores de Uruguay se incluyen en las tarifas
uruguayas de gas natural estas retenciones, o sea, se traslada este costo al consumidor
final. A partir del 1o de abril de 2008 pasan las retenciones a ser el 100%, y esto,
sumado a que en junio de 2008 el precio por Mbtu se duplicó en Argentina –producto
de elevados costos de importación, en parte debidos al precio internacional del
petróleo, ver Figura 0-15-, son las causas de esos picos (Sanguinetti, 2010).
29
Uruguay‐
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I
y
II
Figura 0-16: Evolución de los precios medios de gas natural con impuestos de la
empresa Conecta para la zona sur del país, para diferentes tipos de tarifa, según
criterios de la DNE (DNETN, 2010f).
Figura 0-17: Evolución de los precios medios de gas natural con impuestos para
diferentes tipos de tarifa, según criterios de la DNE, en Montevideo (DNETN, 2010f).
La Figura 0-19 muestra la evolución de las tarifas de electricidad. La comercialización
de la electricidad en Uruguay está monopolizada por la estatal UTE. Las distintas
30
Uruguay‐
Productos
I
y
II
curvas corresponden a diferentes categorías de usuarios, clasificados según el consumo
mensual y la potencia contratada. Así por ejemplo, la categoría “Ra” corresponde a una
tarifa residencial, con un consumo de hasta 30 kWh/mes, y una potencia contratada de
2,2 kW. Para la categorización del resto de las tarifas, ver DNETN (2010g).
Aquí destaca, en primer lugar, el valle de mediados del 2002. Este valle probablemente
se corresponda con alguna decisión política de UTE ya que en ese momento la crisis
económica se encontraba en pleno clímax, con el desplome del peso como una de sus
manifestaciones financieras más notorias. El valle no puede corresponder a un descenso
del precio del barril de petróleo, ya que, como muestra la gráfica de la Figura 0-15, no
ocurrió. Pero, además, si se observa la gráfica de la Figura 0-11, se verá que en ese
momento (mayo a diciembre de 2002), las centrales térmicas se mantuvieron apagadas.
Otro aspecto a destacar, es el valle ocurrido a comienzos de 2009. Si se observan las
gráficas de las Figura 0-11 y Figura 0-15, este periodo coincide con un momento de
relativamente poca generación de las centrales hidroeléctricas (debido a una fuerte
sequía), por un lado, y por otro, con un valle en el precio WTI del barril de petróleo.
Durante el año 2009, las tarifas mantuvieron una constante tendencia al alza, con un
incremento del 42% en la tarifa Ra, entre enero de 2009 y enero de 2010. En el periodo,
el precio WTI del barril mantuvo una constante tendencia al alza (ver Figura 0-15).
Durante la primera mitad del año, las centrales hidroeléctricas generaron menos energía
que las centrales térmicas (ver Figura 0-11), igualándolas a mitad de año
aproximadamente.
Estos ejemplos, muestran claramente el grado de dependencia de nuestro país del
precio internacional del petróleo, por un lado, y del nivel de precipitaciones, por otro.
Esta situación, entre otras, es la que ha motivado la apuesta por diversificar la matriz
energética del país.
31
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I
y
II
Figura 0-19: Evolución de los precios medios de electricidad con impuestos para
diferentes tipos de tarifa, según criterios de la DNE (DNETN, 2010g).
1.3.10 Emisiones de CO2 y MDL
El último inventario nacional de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI),
elaborado por la Dirección Nacional de Medio Ambiente (DINAMA), data del año
2004. El gráfico de la Figura 0-21 muestra las emisiones totales nacionales de CO2 por
sector, y la Figura 0-22 detalla estas emisiones por subsector.
32
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II
Figura 0-21: Emisiones de CO2, correspondientes a 2004 (Fuente: DINAMA, 2004, p.
12).
Figura 0-22: Emisiones de CO2, correspondientes a 2004, por sector y subsector
(Fuente: DINAMA, 2004, p. 12).
Destaca de estos datos que el sector Energía es el mayor emisor de CO2 del Uruguay,
con 5.123 kton, lo cual representa el 94% del total. El 6% restante corresponde al sector
Procesos Industriales. El sector Cambio en el Uso de la Tierra y Silvicultura (CUTS),
por su parte, capturó 10.349 kton de CO2, es decir, más del doble de la cantidad
emitida. El total neto en 2004, como se aprecia en la Figura 0-21, fue de -4909,2 kton,
es decir, se removieron 4.909,2 kton de CO2.
33
Uruguay‐
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I
y
II
En cuanto a las emisiones evitadas, el siguiente cuadro resume algunos de los proyectos
de energía renovable de mayor impacto en este sentido.
#
1
2
3
4
5
6
7
PROYECTO
ALUR S.A.
GALOFER S.A.
CEMENTOS ARTIGAS
S.A.
LAS ROSAS
ENERGÍA LIMPIA
PAYSANDÚ
UPM
PARQUE EOLICO
SIERRA DE LOS
CARACOLES
TOTAL:
EMISIONES EVITADAS
(tCO2/año)
24.000
50.000
9.880
11.098
20.000
45.286
19.000
179.264
Tabla 0-4: Reducción de emisiones de los proyectos más importantes de energía
renovable en el país.
Los datos de la Tabla 0-4 fueron proporcionados por las personas de contacto de cada
proyecto (ver apartado ·), exceptuando el primero y el último (ver notas al pie en
apartados 1.5.2 y 1.5.8).
De estos proyectos, y a la fecha, solamente el 1 y 4 no han sido presentados a la
DINAMA como proyecto MDL. De los restantes, solamente el 3 y el 6, junto a otros
dos, tienen aprobación nacional (ver Figura 0-23). De estos dos, el 3 está registrado, y
el 6 está sin validación. El proyecto 2 ha sido presentado a la Autoridad Nacional
Designada (MVOTMA), tiene aprobación nacional, y se encuentra en validación en el
MDL (UCC, 2010). La siguiente figura esquematiza el proceso del MDL.
34
Uruguay‐
Productos
I
y
II
Figura 0-23: Ciclo de proyecto MDL. Para una descripción detallada de cada instancia,
ver UCC (2010) (Fuente imagen: UCC, 2010).
1.4
MARCO GENERAL E INSTITUCIONAL DE LAS
RENOVABLES EN URUGUAY
1.4.1 Ley de Agrocombustibles (18.195)
La ley No 18195, conocida como Ley de Agrocombustibles, fue aprobada por el
Parlamento el 30 de octubre de 2007. El texto íntegro puede encontrarse en Poder
Legislativo (2007). Su objetivo es “fomentar y regular la producción, comercialización
y utilización de agrocombustibles”, “reducir las emisiones de GEI en los términos del
Protocolo de Kyoto”, y fomentar “las inversiones; el desarrollo de tecnología asociada
a la utilización de insumos y equipos de origen nacional; el fortalecimiento de las
capacidades productivas locales, regionales y de carácter nacional; la participación de
pequeñas y medianas empresas de origen agrícola o industrial; la generación de
empleo, especialmente en el interior del país; el fomento de un equilibrio entre la
producción y el cuidado del medio ambiente asociados a criterios de ordenamiento
territorial; y la seguridad del suministro energético interno” (Artículo 1º).
En el artículo 5º se establece que “la producción de alcohol carburante o biodiesel para
el consumo en particular, general o final dentro del país, serán producidos en el
territorio nacional a partir de materia prima de la producción agropecuaria nacional”,
aun cuando “el Poder Ejecutivo podrá, por razones de interés general o del
cumplimiento de los objetivos determinados en el primer artículo de la presente ley,
eximir temporalmente, total o parcialmente, de los requerimientos del presente
artículo”.
35
Uruguay‐
Productos
I
y
II
El artículo 6º establece que para el 2014, las naftas de uso automotivo, que se
comercialicen internamente, deberán contener alcohol carburante en una proporción de
por lo menos un 5%.
El artículo 7º establece que para el 2008, el gasoil de uso automotivo, que se
comercializa internamente, debió contener biodiesel (B100) en una proporción de por
lo menos un 2%, y a partir del primero de enero de 2012 dicha proporción deberá
elevarse a 5%.
El artículo 12º define los siguientes conceptos:
A) “Agrocombustible: combustible líquido renovable de origen agropecuario o
agroindustrial, que comprende entre otros, al alcohol carburante y al biodiesel.
B) Alcohol carburante: alcohol etílico carburante producido para ser utilizado en
motores de combustión. Comprende al alcohol etílico anhidro carburante y al
alcohol etílico hidratado carburante. La especificación de calidad de estos
productos será objeto de la reglamentación de la presente ley.
C) Biodiesel (B100): combustible para motores, compuesto de ésteres mono alquílicos
de ácidos grasos de cadena larga, derivados de aceites vegetales o grasas animales,
designado como biodiesel (B100) que cumple con las previsiones contenidas en la
Norma UNIT Nº 1100 y sus futuras actualizaciones.
D) BXX: combustible que constituye una mezcla de biodiesel (B100) con gasoil
derivado de petróleo, donde XX designa el porcentaje en volumen de biodiesel
(B100) en la mezcla.
E) Flota cautiva: conjunto de vehículos, maquinarias y equipos con cuyo propietario,
o persona física o jurídica que la explota, el productor de biodiesel mantiene un
vínculo contractual por el cual tiene el abastecimiento exclusivo de la misma.
F) Productor de biodiesel (B100): persona física o jurídica, autorizada a producir
biodiesel para comercializar con ANCAP, con flotas cautivas, para exportar o para
autoconsumo.
G) Productor de alcohol carburante: persona física o jurídica, autorizada a producir
alcohol carburante para comercializar con la ANCAP o exportar”.
36
Uruguay‐
Productos
I
y
II
El artículo 14 explicita que las plantas productoras de biodiesel podrán exportar el
agrocombustible, vendérselo a ANCAP o utilizar hasta 4000 litros diarios para
autoconsumo y flotas cautivas. En lo que refiere al alcohol carburante, el artículo 16
establece que la producción del agrocombustible podrá ser destinada, sin limitación de
volumen, tanto al abastecimiento de ANCAP como a la exportación.
El artículo 23 establece algunos beneficios fiscales para las empresas productoras de
biodiesel, como exoneración del 100% del Impuesto a la Renta de Industria y Comercio
(IRIC), y del Impuesto al Patrimonio.
1.4.2 Decretos 455/07 y 443/08
El decreto 455/07, fechado el 26 de noviembre de 2007, establece beneficios fiscales
para aquellas empresas que realicen proyectos de inversión, en el marco del régimen
establecido en la Ley de Promoción de Inversiones (No 16.906), declarados
promovidos por el Poder Ejecutivo. El decreto 443/08 modifica algunos de los artículos
del 455/07. Los textos íntegros de estos decretos pueden encontrarse en MEF (2010a) y
Presidencia (2010), respectivamente.
En la reglamentación de los mencionados decretos, se establecen tres categorías de
proyectos de inversión, clasificados según sus montos totales, expresados en unidades
indexadas (COMAP, 2010):
Proyecto de inversión
Monto mínimo
Monto máximo
(U.I.)
(U.I.)
---
3.500.000
Tramo 1
3.500.000
14.000.000
Tramo 2
14.000.000
70.000.000
Tramo 1
70.000.000
140.000.000
Tramo 2
140.000.000
500.000.000
Tramo 3
500.000.000
7000.000.000
7000.000.000
---
Pequeños
Medianos
Grandes
De gran significación económica
Tabla 0-5: Categorías de proyectos de inversión, para aplicación de los Decretos
455/07 y 443/08 (COMAP, 2010).
37
Uruguay‐
Productos
I
y
II
Dicha reglamentación, establece los criterios de asignación de beneficios que se
mencionan en el decreto. Entre estos criterios, se encuentra el de utilización de
tecnologías limpias. Se asigna un punto cada 10% de participación de la inversión en
Producción Más Limpia (P+L) respecto a la inversión total en el proyecto. El puntaje
total del proyecto de inversión será la sumatoria de la puntuación en cada uno de los
criterios mencionados, entre los que se encuentran, además de inversión en P+L,
incremento de valor agregado nacional, generación de empleo, descentralización
(dependiendo del departamento donde se realice el proyecto, obtendrá determinado
puntaje), entre otros. En lo que a P+L refiere, se asigna “1 punto cada 10% de
participación de la inversión en P+L en el total hasta el 100% que representa el máximo
puntaje” (COMAP, 2010).
El cálculo del puntaje dependerá además del tipo de proyecto. Para proyectos
pequeños, sólo se podrá puntuar en un ítem. Por ejemplo, si parte de la inversión se
destina a P+L, no se podrá puntuar en cualquier otro ítem, por ejemplo “generación de
empleos”.
Para proyectos medianos y grandes, se podrá puntuar en todos los ítems, aunque
ponderados de distinto modo, de acuerdo a las matrices indicadas en COMAP (2010).
La documentación necesaria para iniciar el trámite de obtención de los beneficios que
determinan estos decretos, se detallan en MEF (2010b).
La siguiente figura esquematiza el marco institucional para la aplicación de lo
dispuesto por estos decretos, y el rol que cada agente gubernamental juega en el
proceso de aprobación de proyectos de inversión. Ante la COMAP es preciso presentar
toda la documentación necesaria (ver MEF, 2010b). La DNETN debe recibir una Nota
de Solicitud de Declaración Promocional, y finalmente ante la DINAMA es preciso
presentar una Solicitud de Certificado de ese organismo (MEF, 2010b).
38
Uruguay‐
Productos
I
y
II
Figura 0-24: Marco institucional de los decretos 455/07, 443/08 y 354/09, referidos a
exoneraciones tributarias de proyectos de inversión, en el marco de la Ley de
Promoción de Inversiones.
1.4.3 Decreto 354/09
Este decreto, fechado el 3 de agosto de 2009, establece que se declaran promovidas, en
el marco de la ley 16.906, la generación de energía eléctrica a través de cogeneración o
proveniente de fuentes renovables no tradicionales, “la producción de energéticos
proveniente de fuentes renovables”, “la transformación de energía solar en energía
térmica”, y la “fabricación nacional de maquinarias y equipos con destino a las
actividades mencionadas anteriormente”, entre otras actividades. El texto íntegro del
decreto puede encontrarse en MIEM (2009).
Los beneficios fiscales incluyen la exoneración del Impuesto a las Rentas de las
Actividades Económicas (IRAE) para las rentas generadas por las empresas que
desarrollen estas actividades, de acuerdo a los porcentajes y plazos descritos en el
artículo 3º.
Para las actividades mencionadas, exceptuando la generación de energía eléctrica
proveniente de fuentes renovables no tradicionales, el artículo 3º establece las
siguientes exoneraciones de IRAE:
“a) 90% de la renta neta fiscal originada en la actividad promovida, en los ejercicios
iniciados entre el 1º de julio de 2009 y el 31 de diciembre de 2014.
39
Uruguay‐
Productos
I
y
II
b) 60%, en los ejercicios iniciados entre el 1º de enero de 2015 y el 31 de diciembre de
2017.
c) 40%, en los ejercicios iniciados entre el 1º de enero de 2018 y el 31 de diciembre de
2020”.
Para la generación de energía eléctrica proveniente de fuentes renovables no
tradicionales, rige lo siguiente:
“a) 90% de la renta neta fiscal originada en la actividad promovida, en los ejercicios
iniciados entre el 1º de julio de 2009 y el 31 de diciembre de 2017.
b) 60%, en los ejercicios iniciados entre el 1º de enero de 2018 y el 31 de diciembre de
2020.
c) 40%, en los ejercicios iniciados entre el 1º de enero de 2021 y el 31 de diciembre de
2023”.
1.4.4 Ley de Energía Solar Térmica (18.585)
La ley 18.585, conocida como Ley de Energía Solar Térmica, fue promulgada el 18 de
setiembre de 2009. El texto íntegro de esta ley puede encontrarse en Poder Legislativo
(2009).
Declara, en su artículo primero, de interés nacional “la investigación, el desarrollo y la
formación en el uso de la energía solar térmica”.
Asimismo, establece, en su artículo 3º, que “a partir de los seis meses de promulgada
esta ley, los permisos de construcción para centros de asistencia de salud, hoteles y
clubes deportivos, en los que su previsión de consumo para agua caliente involucre más
del 20% del consumo energético total, sólo serán autorizados cuando incluyan las
instalaciones sanitarias y de obras para la incorporación futura de equipamiento para el
calentamiento de agua por energía solar térmica, sin perjuicio de lo establecido en el
artículo 10 de la presente ley”.
El artículo 4º establece que a partir de dos años de promulgada la ley, sólo serán
concedidos los permisos de construcción de las edificaciones con las características
descritas en el artículo 3º, cuando incluyan sistemas de calentamiento solar térmico que
aporten al menos el 50% de la energía necesaria para calentamiento de agua.
Para todo el sector público, el artículo 6º dictamina que las obras nuevas a realizarse
dentro de los cinco años de promulgada la ley, deberán contar con sistemas de
calentamiento solar térmico que aporten al menos el 50% de la energía necesaria para
calentamiento de agua, siempre y cuando “su previsión de consumo para agua caliente
involucre más del 20% del consumo energético total”.
40
Uruguay‐
Productos
I
y
II
También establece la obligatoriedad, a partir de los tres años de promulgada la ley, para
las piscinas nuevas climatizadas o “existentes que se reconviertan en climatizadas”, de
incorporar “equipamiento completo para el calentamiento de agua por energía solar
térmica, siempre que no se utilicen otras fuentes de energía renovable con ese fin”
(Artículo 8º).
La ley faculta al Poder Ejecutivo para exonerar de los “Impuestos al Valor Agregado
(IVA), Específico Interno (IMESI) e impuestos aduaneros, a los colectores solares de
fabricación nacional e importados no competitivos con la industria nacional” (Artículo
12º). Esta ley aún se encuentra en proceso de reglamentación.
1.4.5 Decreto de microgeneración (173/2010)
El primero de junio de 2010 fue firmado por parte del presidente de la República el
Decreto 173/2010, sobre microgeneración de energía eléctrica. El texto íntegro de este
decreto puede encontrarse en MIEM (2010). El decreto “autoriza a los suscriptores
conectados a la red de distribución de baja tensión a instalar generación de origen
renovable eólica, solar, biomasa o mini hidráulica. La corriente máxima de régimen
generada en baja tensión por los equipos instalados no deberá superar los 16 amperios,
con excepción de los suministros monofásicos en redes con la configuración de retorno
por tierra, en los que la corriente máxima de régimen será de 25 amperios. Asimismo,
la potencia pico del equipamiento de generación instalado deberá ser menor o igual a la
potencia contratada por el suscriptor” (Artículo 1º).
Sin embargo, es en principio posible superar estos máximos, para lo cual deberá
recabarse “en forma previa la conformidad expresa de la Administración Nacional de
Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE). En tales casos, serán de cargo de los
interesados los costos que insuman las modificaciones a introducir a la red de
distribución de baja tensión” (Artículo 1º).
Pero el decreto establece además, que se podrá “intercambiar energía en forma
bidireccional con la red de Distribución”, y se encomienda a la UTE “la compra de toda
la energía que aquel (el suscriptor, N. del A.) entregare a la red, según las condiciones
establecidas en los artículos 4º y 5º del presente Decreto, por un periodo de 10 años a
partir de la puesta en servicio de las instalaciones de microgeneración” (Artículo 2º).
Las condiciones establecidas en los mencionados artículos, consisten en que UTE
pagará la energía entregada a la red de baja tensión al mismo precio del cargo por
energía vigente en el Pliego Tarifario de UTE, de acuerdo a la tarifa contratada por
aquel como suscriptor de UTE, con las excepciones descritas en el artículo 5º”
(Artículo 4º).
Las excepciones a que hace referencia el mencionado artículo, refieren a la Tarifa
Residencial Simple: “el precio establecido para la primera franja de 0 a 100 kWh se
sustituirá por el correspondiente a la franja inmediata superior” (Artículo 5º).
41
Uruguay‐
Productos
I
y
II
El artículo 10º establece que corresponde a la Unidad Reguladora de Servicios
Energéticos y Agua (URSEA) “definir los requisitos para la medición de la energía
intercambiada”, “en un plazo máximo de dos meses a partir de la publicación” del
decreto.
Finalmente, el artículo 12º establece que el decreto “entrará en vigencia a partir del 1º
de julio del año en curso (2010, N. del A.)”. El marco institucional de este decreto se
esquematiza en la siguiente figura:
Figura 0-25: Marco institucional del Decreto 173/10, referido a microgeneración de
energía eléctrica. Para una explicación de las siglas, ver texto.
1.4.6 Marco Institucional
A continuación se resume la información contenida en los apartados anteriores,
referidas al marco institucional de las renovables en el país.
DNETN (Dirección Nacional de Energía y Tecnología Nuclear)
•
Es la unidad ejecutora de la política energética del país, “siendo
responsable de asesorar al Ministerio de Industria, Energía y Minería en la
formulación de la política energética y de ejecutar las acciones de gestión que
de ello se deriven” (DNETN, 2010j).
•
En 2008, la DNETN “presentó al Poder Ejecutivo una propuesta de
Política Energética global con una mirada de largo plazo”, siendo aprobada por
el Poder Ejecutivo el mismo año. “En febrero de 2010, a partir de la iniciativa
del gobierno electo en noviembre de 2009 que propuso la creación de una
Comisión Multipartidaria de Energía, los aspectos medulares de esta política
42
Uruguay‐
Productos
I
y
II
energética fueron avalados por los tres partidos políticos que hoy se encuentran
en la oposición parlamentaria” (DNETN, 2010k).
MIEM (Ministerio de Industria, Energía y Minería)
•
Responsable de elaborar la política energética del país.
•
Expide las autorizaciones necesarias para producir biocombustibles.
•
Determinó las condiciones generales para la conexión de instalaciones
de microgeneración a la red de baja tensión.
UTE (Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas)
•
La empresa estatal UTE es la compradora de energía eléctrica generada
por privados en base a fuentes no convencionales (parques eólicos, instalaciones
de microgeneración, plantas de cogeneración, etc.).
•
Es el organismo que realiza los llamados a licitación para la construcción
de parques eólicos.
DINAMA (Dirección Nacional de Medio Ambiente)
•
Su Unidad de Cambio Climático es la Autoridad Nacional Designada
(AND) del Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL). En calidad de tal, expide
las aprobaciones nacionales de proyectos que se presentan al MDL.
•
Expide Autorizaciones Ambientales, necesarias para la ejecución de
proyectos y solicitud de beneficios fiscales establecidos en los decretos 455/07,
443/08 y 354/09.
URSEA (Unidad Reguladora de Servicios Energéticos y Agua)
•
“Es el órgano regulador de los servicios de energía -incluyendo
electricidad, gas y combustibles líquidos-, agua potable y saneamiento en
Uruguay (…) En materia de energía eléctrica, la URSEA asumió los cometidos
anteriormente asignados a la Unidad Reguladora de la Energía Eléctrica
(UREE)” (URSEA, 2010).
•
Fue el organismo responsable de definir los requisitos para la medición
de la energía intercambiada en instalaciones de microgeneración eléctrica, de
acuerdo a lo dispuesto en el Artículo 10º del Decreto 173/10.
UNASEP (Unidad de Apoyo al Sector Privado)
•
“Centraliza la atención al inversor destinada al desarrollo del Sector
Privado” (UNASEP, 2010).
43
Uruguay‐
Productos
I
y
II
•
“Brinda información y asesoramiento sobre las nuevas exoneraciones
tributarias a las que puede acceder una inversión”, tal como lo establecido en
los decretos 455/07, 443/08 y 354/09 (UNASEP, 2010).
COMAP (Comisión de Aplicación de la Ley de Promoción de Inversiones)
•
La documentación requerida para presentar proyectos que, amparados en
lo dispuesto en los decretos 455/07, 443/08 y 354/09, puedan obtener los
beneficios fiscales establecidos en dichos decretos, debe ser presentada ante este
organismo.
ANCAP (Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Portland)
•
ANCAP es la única empresa autorizada a comprar biodiesel no
destinado al autoconsumo o flota cautiva del productor, o a la exportación (ver
1.4.1).
•
ANCAP es la única empresa autorizada a comprar alcohol carburante no
destinado a la exportación (ver 1.4.1).
•
1.5
INFORMACIÓN SOBRE LAS INSTALACIONES
RELEVANTES DE ENERGÍAS RENOVABLES
MÁS
1.5.1 Introducción
A continuación se incluye una descripción, resumida en tablas, de ocho proyectos de
energía renovable en el país. Cabe aclarar que existen más proyectos ejecutados en el
país, algunos de los cuales son más representativos de la tecnología implementada que
los descritos aquí.
Destaca el hecho que, exceptuando el proyecto de Cementos Artigas SA y la planta de
relleno sanitario de Las Rosas, todos han sido ejecutados a partir del año 2005, lo cual
pone en evidencia el gran impulso que han tenido las renovables en Uruguay en los
últimos cinco años. Como se describe en este informe, el marco legal creado para
fomentar este tipo de inversiones ha contribuido de forma sensible en este sentido. Por
supuesto que también ha influido la coyuntura internacional, particularmente las
importantes fluctuaciones en el precio internacional del petróleo, que, sumado a la gran
dependencia que de este energético tiene el Uruguay, ha creado un clima favorable a la
apuesta por fuentes de energía renovable.
44
Uruguay‐
Productos
I
y
II
1.5.2 Proyecto ALUR S.A.
Se trata de un emprendimiento agroindustrial iniciado en 2006, que, a partir de una
única materia prima (caña de azúcar), produce alimento humano (azúcar comestible) y
animal (bloques nutricionales para ganado de carne y leche) y etanol, además de
generar energía eléctrica a través de un proceso de cogeneración (ver Informe sobre el
Estado del Arte, referido a este proyecto).
Imagen 0-1: Ingenio de ALUR en Bella Unión (Fuente de imagen: Ferrando, Lagos &
Llarena, 2008, p. 60).
Parámetro
País
Nombre de la instalación
Ubicación
(Localidad/
Departamento)
Tipo de tecnología
Fecha de entrada en
operación
Tipo
de
servicio
Unidades
Información
Uruguay
Agroindustria ALUR Bella Unión
Bella Unión, Departamento de Artigas
Cogeneración de energía eléctrica, a partir
de bagazo de caña de azúcar.
2006
Público
45
Uruguay‐
Productos
I
y
II
(público/privado)
Situación legal (Compañía
pública Ltda./SA/Ltda, etc.)
Dirección/Persona
de
contacto
•
Año
de
referencia
SA
Ing. Quím. Nikolai Guchin
[email protected]
2010
•
Potencia
nominal
MW
12
•
Potencia
efectiva
MW
4 (10 a partir de agosto 2010)
•
Electricidad
generada
GWh
11,52
•
Energía
vendida/entregada al
servicio público
•
Factor
planta
de
•
Fuente
energía empleada
•
Nombre
fuente.
•
Consumo
fuente en año
referencia
Inversión
A
partir
de
agosto
2010:
Aproximadamente un 40% del total
generado.
%
32,9 3
de
Biomasa
de
Bagazo de caña
de
de
ton/día
US$
1000
Destilería y periféricos: 18.000.000
Generador de
12.000.000
vapor
y
periféricos:
Turbogenerador, distribución eléctrica y
demás periféricos: 6.000.000
Tratamiento de efluentes: 3.500.000
Precios
de
la
energía
US$/MWh
Aprox. 100
3
Para
el
factor
de
planta
se
consideró
el
cociente
entre
lo
generado
a
potencia
efectiva
durante
el
período
de
zafra,
y
lo
que
se
generaría
durante
el
mismo
período
a
potencia
nominal.
46
Uruguay‐
Productos
I
y
II
vendida
Emisiones de CO2 que han
sido evitadas
Breve descripción
Aspectos
proyecto
relevantes
del
Fuentes de información
tCO2/año
Aprox. 24.0004
El complejo industrial agro-energético
alimentario ALUR, combina la producción
alimentaria (azúcar de mesa), con la de
biocombustibles (etanol), además de
generar EE a partir de biomasa (bagazo de
caña de azúcar) y producir alimento
animal.

Fuerte
impacto
socioeconómico, en una zona muy
deprimida del país.

Alto
componente
de
producción más limpia (producción
de etanol y generación de EE en
base a fuentes renovables).

Proyecto enmarcado en una
política de soberanía energética y
alimentaria, replicable en la región.

Generación
de
2700
empleos (directos e indirectos).
Ing. Nikolai Guchin (ANCAP)
4
Ver
apartado
“Reducción
de
emisiones”
en
el
Informe
sobre
el
Estado
del
Arte
(Proyecto
ALUR).
47
Uruguay‐
Productos
I
y
II
1.5.3 Proyecto GALOFER S.A.
En este emprendimiento se genera energía eléctrica en un proceso de cogeneración, que
utiliza la cáscara de arroz como combustible. Se trata del emprendimiento más grande
de Latinoamérica que involucra a este combustible, y es el resultado de la asociación de
las 5 empresas arroceras más importantes del país.
Imagen 0-2: Planta de GALOFER S.A., en Villa Sara, departamento de Treinta y Tres
(Gentileza de Jorge Martínez, Galofer SA).
Parámetro
Unidades
País
Nombre de la instalación
Ubicación
(Localidad/
Departamento)
Tipo de tecnología
Información
Uruguay
Galofer S.A.
Villa Sara, Treinta y Tres
Caldera TFU acuotubular
(Uruguay), turbina de
condensación TGM con
48
Uruguay‐
Productos
I
y
II
Fecha de entrada en
operación
Tipo
de
servicio
(público/privado)
Situación
legal
(Compañía
pública
Ltda./SA/Ltda, etc.)
Dirección/Persona
de
contacto
•
Año
de
referencia
•
Potencia
nominal
•
Potencia
efectiva
•
Electricidad
generada
•
%
de
energía vendida al
servicio público
•
Factor de
planta
•
Eficiencia
•
Fuente de
energía empleada
•
Nombre de
fuente
•
Consumo
de fuente en año
de referencia
Inversión
Costos de O&M
Precios de la energía
vendida
Emisiones de CO2 que
han sido evitadas
Aspectos relevantes del
proyecto
extracciones
para
cogeneración y generador
sincrónico WEG (Brasil)
Agosto 2010
Privado
S.A.
Jorge Martínez
2010
MW
14
MW
12.5
GWh/año
100
%
100
%
96
%
40
Biomasa
Cáscara de arroz
Toneladas por año
US$
US$/año
US$/MWh
tCO2/año
135.000
25.000.000
ND
75
50.000
Proyecto de cogeneración
utilizando vapor en planta
de Arrozur. Sociedad entre
49
Uruguay‐
Productos
I
y
II
Fuentes de información
las 5 empresas arroceras
más importantes del país.
Planta más grande de
Latinoamérica con cáscara
de arroz.
Jorge Martínez (Galofer
S.A.)
1.5.4 Proyecto Cementos Artigas S.A.
En este emprendimiento se sustituye parte de los combustibles fósiles empleados en el
horno de clinker de la Compañía Uruguaya de Cemento Portland S.A. (CUCPSA), con
residuos de biomasa (cáscara de arroz y residuos forestales). Se trata del primer
proyecto de gran escala de biomasa en el Uruguay, y es el primero registrado en el
MDL.
Imagen 0-3: Planta Industrial Minas, Cementos Artigas S.A. (Fuente imagen:
http://www.cemartigas.com.uy/foto-020.jpg)
50
Uruguay‐
Productos
I
y
II
Parámetro
Unidades
País
Nombre de la instalación
Ubicación
(Localidad/
Departamento)
Tipo de tecnología
Fecha de entrada en
operación
Tipo
de
servicio
(público/privado)
Situación
legal
(Compañía
pública
Ltda./SA/Ltda, etc.)
Dirección/Persona
de
contacto
Combustión en zona de quema principal
(2000°C) de horno de clinker. Energía
térmica de proceso, no eléctrica.
Diferentes etapas entre 1998 y 2002.
Privado
SA
•
Potencia
nominal
•
Fuente de
energía empleada
Inversión
Costos de O&M
Precios de la energía
vendida
Emisiones de CO2 que
han sido evitadas
Información
Uruguay
Planta Minas Cementos Artigas S.A.
Minas, Lavalleja
US$
US$/año
US$/MWh
tCO2/año
Federico Gutiérrez
[email protected]
Ma. Orticochea 4707, Montevideo
22 MW de energía térmica nominal y se
trabajó habitualmente en ese nivel en los
últimos 5 años. Recientemente se
incorporó una nueva fuente biomasa con
4,5 MW adicionales.
No se produce energía eléctrica, es energía
térmica directa para fabricación de clinker.
Biomasa de cáscara de arroz y de industria
forestal.
1.850.000
ND
ND
9.880 (registrado como proyecto MDL
#844)
51
Uruguay‐
Productos
I
y
II
Breve descripción
Aspectos relevantes del
proyecto
Fuentes de información
El propósito de este proyecto es la
reducción de las emisiones de CO2
provenientes del horno de clinker de la
Compañía Uruguaya de Cemento Portland
S.A. (CUCPSA), a través del uso de
biomasa como combustible alternativo.
El combustible alternativo está compuesto
por residuos de cáscara de arroz
provenientes de plantas locales de
procesamiento de cereales, añadiéndose
recientemente residuos de biomasa de la
industria forestal.
El proyecto implica la sustitución parcial
de combustibles tradicionales (fuel oil) por
alternativos (cáscara de arroz, aserrín,
chip).
Las actividades del proyecto comenzaron
en noviembre de 2000.
Es el primer proyecto a gran escala en
Uruguay de consumo de biomasa residual
que además fue registrado como MDL. Es
un proyecto que se ha ampliado a varios
tipos de biomasa residual. Es el único
horno de gran escala del país que funciona
con 30% de materiales residuales como
combustible. Contribuye al desarrollo
sostenible del país.
Propias de la empresa y PDD del proyecto
MDL.
52
Uruguay‐
Productos
I
y
II
1.5.5 Proyecto Las Rosas
Esta planta es la única del país que produce biogás a partir de relleno sanitario. Es
propiedad de la Intendencia Municipal de Maldonado, y operada por una empresa
privada. El biogás producido alimenta dos generadores de 0,5 MW cada uno, los cuales
generan energía eléctrica y la vuelcan a la red.
Imagen 0-4: Generadores en planta de biogás del Relleno Sanitario de Las Rosas,
departamento de Maldonado (Foto gentileza de Sebastián Bajsa, IMM).
Parámetro
País
Nombre de la instalación
Ubicación
(Localidad/
Departamento)
Tipo de tecnología
Unidades
Información
Uruguay
Planta de Biogás del Relleno Sanitario de
Las Rosas
Paraje Las Rosas, Maldonado
Generadores eléctricos a partir de motores
a explosión de 4 tiempos alimentados con
biogás del relleno sanitario.
53
Uruguay‐
Productos
I
y
II
Fecha de entrada en
operación
Tipo
de
servicio
(público/privado)
Situación
legal
(Compañía
pública
Ltda./SA/Ltda, etc.)
Dirección/Persona
de
contacto
•
Año
de
referencia
•
Potencia
MW
nominal
•
Potencia
MW
efectiva
•
Electricidad
GWh
generada
•
%
de
energía vendida al
servicio público
•
Factor de
%
planta
•
Fuente de
energía empleada
•
Nombre de
fuente
Miles de Nm3
•
Consumo
de biogás
de fuente en año
de referencia
•
Año
de
referencia
•
Potencia
MW
nominal
•
Potencia
MW
efectiva
•
Electricidad
GWh
generada
•
%
de
%
1º enero de 2005
La planta es propiedad de la Intendencia de
Maldonado y es operada por la empresa
privada Aborgama.
Ing. Sebastián Bajsa
Intendencia de Maldonado
Av. Acuña de Figueroa esq. Burnett, CP
20.000, Maldonado, Uruguay
[email protected]
2005
1,0
0,5
2,61
100
30
Metano contenido en el biogás del relleno
sanitario
2.379
2007
1,0
0,35
1,23
100
54
Uruguay‐
Productos
I
y
II
energía vendida al
servicio público.
•
Factor de
planta
•
Fuente de
energía empleada
•
Nombre de
fuente
•
Consumo
de fuente en año
de referencia
Inversión
Costos de O&M
Precios de la energía
vendida
Emisiones de CO2
han sido evitadas
Breve descripción
%
14
Metano contenido en el biogás del relleno
sanitario
Miles de Nm3 1.436
de biogás
US$
US$/año
US$/MWh
(impuestos
Incluidos)
que tCO2/año
1:469.800
9.836
26
55.492 (período 2005-2009)
La instalación de captación de biogás consiste en 20 pozos
de succión y 2 drenes horizontales, succionados desde la
planta de biogás y conducidos a través de líneas de
polietileno. El biogás es introducido en dos generadores de
0.5 MW c/u, energizados con motores a biogás de 4
tiempos, 12 cilindros y 36 litros. Existe una antorcha
quemadora que entra en operación cuando los motores salen
de funcionamiento. La energía es transformada de 0.38 kV a
6.3 kV y entregada a la red de UTE.
Aspectos relevantes del Se trata de una energía disponible en todos los sitios de
proyecto
disposición final de residuos domésticos.
El proyecto ha demostrado que es posible generar energía a
partir del biogás del relleno sanitario con tecnología
disponible y capacidad técnica nacional.
Desde el punto de vista ambiental, la transformación del
metano en dióxido de carbono en los motores reduce a un
5% el potencial de efecto invernadero de los gases emitidos
en el relleno.
Fuentes de información
Datos levantados en planta y procesados por el Ing.
Sebastián Bajsa.
55
Uruguay‐
Productos
I
y
II
Imagen 0-5: Cañería de biogás (Foto gentileza de Sebastián Bajsa, IMM)
56
Uruguay‐
Productos
I
y
II
Imagen 0-6: Generador (Foto gentileza de Sebastián Bajsa, IMM)
57
Uruguay‐
Productos
I
y
II
1.5.6 Proyecto Energía Limpia Paysandú
Este proyecto consiste en un turbogenerador de 5 MW de potencia nominal, que genera
energía eléctrica en base a residuos forestales. La instalación es complementaria de una
instalación industrial ya existente. El 100% de la energía eléctrica generada es volcada
a la red.
Imagen 0-7: Planta de Energía Limpia Paysandú (Foto gentileza de Arisbel Ambrossi)
Parámetro
Unidades
País
Nombre de la instalación
Ubicación
(Localidad/
Departamento)
Tipo de tecnología
Información
Uruguay
“Energía Limpia Paysandú” (ELP)
Paysandú
Turbo generador de condensación, movido
por vapor sobrecalentado generado a partir
de residuos forestales en una caldera de
gasógenos.
58
Uruguay‐
Productos
I
y
II
Fecha de entrada en
operación
Tipo
de
servicio
(público/privado)
Situación
legal
(Compañía
pública
Ltda./SA/Ltda, etc.)
Dirección/Persona
de
contacto
•
Año
de
referencia
•
Potencia
nominal
•
Potencia
efectiva
•
Electricidad
generada
•
%
de
energía
vendida/entregada
al servicio público
•
Factor de
planta
•
Eficiencia
•
Fuente de
energía empleada
•
Nombre de
fuente 1
•
Consumo
de fuente 1 en año
de referencia
•
Nombre de
fuente 2
•
Consumo
de fuente 2 en año
de referencia
Inversión
Costos de O&M
Precios de la energía
vendida
1 de julio 2010
Suministra energía eléctrica a la red pública
Liderdat S.A. (compañía privada)
MW
MW
GWh
Cr. Arisbel Ambrossi- Director
Ing. Miguel Fraschini- Director
2010
5
4,5
20/año
%
100
%
70
Biomasa
Residuos de biomasa forestal 5
36.000 t/año
Residuos de biomasa forestal6
24.000 t/año
US$
US$/año
US$/MWh
11.000.000
200.000
Costo directo de operación: 75
Venta al Mercado SPOT de energía, precio
5
Provenientes
de
ASERRADERO
MASERLIT
S.A.
6
Provenientes
de
Fábrica
de
Celulosa
UPM
59
Uruguay‐
Productos
I
y
II
Emisiones de CO2 que tCO2/año
han sido evitadas
Breve descripción
Aspectos relevantes del
proyecto
Fuentes de información
varía de 100 a 250.
20.000
La instalación es complementaria de una
instalación industrial existente. Se queman
residuos de biomasa, produciéndose vapor
sobrecalentado a 30 bar de presión y 350 ºC,
se genera energía eléctrica en una turbina de
condensación.
1. Integración Tecnológica.
2. Integración de Capacidades.
3. Formas de planificación, ejecución y
resolución de problemas.
4. Se llegó en plazo y dentro de
presupuesto.
5. Integración de esfuerzo públicoprivado de acuerdo con políticas de
Estado en materia energética.
6. Conocimiento previo de uno de los
socios (Azucarlito), con 60 años de
experiencia en co-generación, más la
experiencia del estudio de ingeniería que
gerenció el proyecto (XDT Ingenieros).
XDT Ingenieros y Liderdat SA.
60
Uruguay‐
Productos
I
y
II
Imagen 0-8: Torres de enfriamiento (Foto gentileza de Arisbel Ambrossi)
Imagen 0-9: Cinta transportadora de chip (Foto gentileza de Arisbel Ambrossi)
61
Uruguay‐
Productos
I
y
II
1.5.7 Proyecto UPM
Esta planta de celulosa posee la instalación de cogeneración más grande del país, con
una potencia nominal de 161 MW. El combustible utilizado es licor negro, un
subproducto del proceso industrial.
Imagen 0-10: Vista de la planta de UPM (Foto gentileza de Bruno Vuan, UPM).
Parámetro
País
Nombre de la instalación
Ubicación (Localidad/ Departamento)
Tipo de tecnología
Fecha de entrada en operación
Tipo de servicio (público/privado)
Situación legal (Compañía pública
Ltda./SA/Ltda, etc.)
Dirección/Persona de contacto
Unidades
Información
Uruguay
UPM-Planta de celulosa
Fray Bentos, Río Negro
Turbovapor – Caldera de
recuperación kraft
09/11/2007
Privado
SA
Ruta Puente Puerto km 307
69000 Fray Bentos
62
Uruguay‐
Productos
I
y
II
•
Año de referencia
•
Potencia nominal
•
Potencia efectiva
•
Electricidad generada
•
%
de
energía
vendida/entregada al servicio
público
•
Factor de planta
•
Eficiencia (eléctrica)
•
Fuente
de
energía
empleada
•
Nombre de fuente
•
Consumo de fuente en
año de referencia
Inversión
Costos de O&M
Precios de la energía vendida
Emisiones de CO2 que han sido evitadas
Breve descripción
Fuentes de información
MW
MW
GWh/año
Bruno Vuan
Gerente Técnico
[email protected]
2007
161
112
947
19%
84%
19%
ton/año
MUS$
US$/año
US$/MWh
tCO2/año
Biomasa
Licor negro
~1.600.000
1.000 (incluye planta de
celulosa)
~2% capital
Contrato variable
45.286 (2008)
Planta de producción de
celulosa kraft blanqueada de
eucalipto.
www.upm.com.uy
63
Uruguay‐
Productos
I
y
II
Imagen 0-11: Vista de la planta de UPM (Foto gentileza de Bruno Vuan, UPM).
1.5.8 Parque eólico Sierra de los Caracoles
Se trata del primer y único parque eólico público del Uruguay, propiedad de la empresa
estatal UTE. Construido en dos etapas, tiene hoy una potencia instalada de 20 MW. Tal
como se describe en el Informe sobre el Estado del Arte referido a este proyecto, su
importancia radica, entre otras cosas, en que fue el paso inicial en la concreción de la
meta referida a incorporación de energía eólica en la matriz energética, definida en la
política energética.
64
Uruguay‐
Productos
I
y
II
Imagen 0-12: Vista general de Caracoles I (Fuente de imagen: Ferreño, 2010).
Parámetro
País
Nombre de la instalación
Unidades
Ubicación (Localidad/
Departamento)
Tipo de tecnología
Fecha de entrada en
operación
Tipo de servicio
(público/privado)
Situación legal
Dirección/Persona de
contacto
Año de referencia
Potencia nominal
Electricidad generada
% de energía entregada al
servicio público
Factor de planta
Información
URUGUAY
Complejo de Parques Eólicos
“Ing. Emanuele Cambilargiu”
Sierra de los Caracoles, Departamento de
Maldonado
Energía eólica
27/05/2009
Público
MW
GWh
%
%
Administración Nacional de Usinas y
Trasmisiones Eléctricas (UTE) - Ente público.
Ing. Oscar Ferreño
Gerente Área de Generación - UTE
2009
10
32,485
100
37,08
65
Uruguay‐
Productos
I
y
II
•
Fuente de
energía empleada
Inversión
Costos de O&M
Emisiones de CO2 que han
sido evitadas
Breve descripción
Fuentes de información
Eólica
US$
US$/año
tCO2/año
50.964.0007
487.2758
Aprox. 19.0009
Primer parque eólico público del Uruguay.
Ver Referencias del Informe sobre el Estado del
Arte, correspondiente a este proyecto.
Proyecto Tecnosolar S.A.
Esta instalación de colectores solares térmicos aporta aproximadamente un 41% de la
energía necesaria para satisfacer la demanda de agua caliente sanitaria (ACS) de un
lavadero industrial, y 22 habitaciones un hotel. El sistema consta de 32 colectores
solares planos de 2 m2 cada uno, lo que hace un total de 64 m2.
Imagen 0-13: Colectores solares de la instalación (Foto gentileza de Fabricio Munch,
Tecnosolar S.A.)
7
Comprende la primera y segunda etapa de construcción del parque, conocidas como Caracoles I y II,
respectivamente, y que hacen un total de 20 MW instalados. Nótese que la potencia instalada indicada
corresponde a 2009, cuando aún no estaba construido Caracoles II.
8
Costo estimado, considerando un factor de 15 US$/MWh generado (ver apartado “Información
financiera” del Informe sobre el Estado del Arte, correspondiente a este proyecto).
9
Estimación en base a un factor de emisiones de 0,6 tCO2/MWh generado (ver apartado “MDL” del
Informe sobre el Estado del Arte, correspondiente a este proyecto).
66
Uruguay‐
Productos
I
y
II
Parámetro
Unidades
País
Nombre de la instalación
Ubicación (Localidad/
Departamento)
Tipo de tecnología
Fecha de entrada en
operación
Tipo de servicio
(público/privado)
Situación legal
(Compañía pública
Ltda./SA/Ltda, etc.)
Dirección/Persona de
contacto
•
Área bruta
•
Área
captación
•
Fracción
solar
•
Fuente de
energía empleada
caso base
•
Consumo
de fuente en año
de referencia
•
Consumo
de fuente con
sistema de
calentamiento
solar
Inversión
Costos de O&M
Costo de la energía caso
base
Emisiones de CO2 que
han sido evitadas
Información
Uruguay
Goes
Montevideo
Energía solar térmicaColectores Placa Plana
Febrero 2009
Privado
S.A
m2
m2
%
Goes 2272/ Daniel
Scapusio
32,96
32
41% (del ACS)
•
•
lts
•
lts
Fuel Oil
US$
US$/año
US$/MWh
•
51.050
(incluye ACS y
calefacción)
•
38.950
(incluye ACS y
calefacción)
Además del sistema solar
se cambió la caldera por
una
Riello de mayor
eficiencia a la existente y
se
mejoraron
las
aislaciones
en
las
habitaciones.
17.300
150
56
tCO2/año
36,4
67
Uruguay‐
Productos
I
y
II
Breve descripción
Aspectos relevantes que
hacen que este proyecto
merezca un estudio de
caso
Fuentes de información
Sistema solar con 16
paneles tipo placa plana de
2m2 con tanque de
acumulación de 2000 lts.
Atiende demandas de un
lavadero industrial y del
agua caliente para 22
habitaciones
El
proyecto
inicial
2
comprendía 64 m
de
colectores solares, en una
etapa inicial se instalaron
32 m2, el cliente evaluó los
ahorros obtenidos en un
periodo de un año, debido a
los
buenos
resultados
2
agregó 16m adicionales en
el mes de abril
y se
2
sumarán otros 16 m en el
mes de setiembre próximo.
Cliente
Central Térmica José Batlle y Ordóñez
Imagen: Central Térmica José Batlle y Ordóñez (Fuente:
http://www.ute.com.uy/pags/Institucional/nuestro_patrimonio.html).
68
Uruguay‐
Productos
I
y
II
Parámetro
País
Nombre de la instalación
Ubicación (Localidad/
Departamento)
Tipo de tecnología
Fecha de entrada en
operación
Tipo de servicio
(público/privado)
Situación legal
(Compañía pública
Ltda./SA/Ltda, etc.)
•
Año de
referencia
•
Potencia
nominal
•
Electricida
d generada
•
Factor de
planta
•
Eficiencia
•
Fuente de
energía empleada
Fuentes de información
Unidades
Información
URUGUAY
Central Térmica José Batlle y Ordóñez
Montevideo
Unidades Térmicas de Vapor (5ª y 6ª)
5ª Unidad: 1970.
6ª Unidad: 1976.
Público
Administración Nacional de Usinas y
Trasmisiones Eléctricas (UTE) - Ente público.
MW
2009
205
GWh
%
%
616,4
34
30-35
Fuel-oil
UTE y DNETN.
69
Uruguay‐
Productos
I
y
II
Central Térmica La Tablada
Central Térmica La Tablada (Fuente:
http://www.ute.com.uy/empresa/lineas/generacion/central_ter_tablada.htm)
Parámetro
Unidad
País
Nombre de la instalación
Ubicación (Localidad/
Departamento)
Tipo de tecnología
Fecha de entrada en operación
Tipo de servicio
(público/privado)
Situación legal (Compañía
pública Ltda./SA/Ltda, etc.)
•
Año de
referencia
•
Potencia nominal
•
Electricidad
generada
•
Factor de planta
•
Fuente de
energía empleada
Fuentes de información
Información
URUGUAY
Central Térmica La Tablada
Montevideo
Turboalternadores de gas
15/12/1991
Público
MW
Administración Nacional de Usinas y
Trasmisiones Eléctricas (UTE) - Ente
público.
2009
226
GWh
%
811
41
Gas oil
UTE y DNETN.
70
Uruguay‐
Productos
I
y
II
Central Térmica Punta del Tigre
Imagen: Central Térmica Punta del Tigre (Fuente:
http://todoproductividad.blogspot.com/2010_01_01_archive.html).
Parámetro
País
Nombre de la instalación
Ubicación (Localidad/
Departamento)
Tipo de tecnología
Fecha de entrada en
operación
Tipo de servicio
(público/privado)
Situación legal (Compañía
pública Ltda./SA/Ltda, etc.)
•
Año de
referencia
•
Potencia
nominal
•
Electricidad
generada
•
Factor de
planta
•
Fuente de
energía empleada
Fuentes de información
Unidad
Información
URUGUAY
Central Térmica Punta del Tigre
Departamento de San José
Turboalimentadores de Gas Aeroderivativos
15/12/1991
Público
MW
Administración Nacional de Usinas y
Trasmisiones Eléctricas (UTE) - Ente público.
2009
300
GWh
%
1391
53
ASTM N° 2 / Gas Natural
UTE y DNETN.
71
Uruguay‐
Productos
I
y
II
LECCIONES APRENDIDAS
La altísima participación que fuentes importadas tienen en la oferta interna de energía
en Uruguay, condiciona fuertemente su desarrollo y acentúa su dependencia
económica. A eso se suma el impacto ambiental de una matriz energética en la que el
petróleo tuvo en 2008 una participación del 59% sobre el total de oferta bruta por
fuentes primarias (DNETN, 2008i).
Es en ese marco que comienza a trazarse, a partir del año 2005, una política energética
basada en la diversificación de la matriz energética, con una fuerte y determinante
participación estatal, que incluyó la promoción y fomento de fuentes de energía
renovable. Para ello se trazaron metas y objetivos a corto, mediano y largo plazo,
como por ejemplo las establecidas en la Ley de Agrocombustibles (para el 2012, el 5%
del gasoil comercializado en el país deberá contar con un 5% de biodiesel, mientras que
las naftas deberán contar con un 5% de alcohol carburante para el 2014), así como la
meta de contar, para el 2015, con 500 MW de potencia instalada para generación a
partir de biomasa y energía eólica.
Los resultados de estas políticas son claramente apreciables en la evolución de la
participación de residuos de biomasa en la oferta bruta por fuentes primarias, pasando
del 4% del total en 2007 al 14% en 2008 (DNETN, 2008i). También son destacables
los éxitos logrados en la inclusión de energía eólica, particularmente el importante
número de ofertas presentadas al último llamado a licitación de 150 MW, del cual
participaron empresas cuyas propuestas sumaron un total de 945,60 MW (DNETN,
2010i).
El abordaje de los problemas planteados al comienzo de este apartado, abre también
posibilidades de desarrollo socio-económico, en un marco de sustentabilidad ambiental,
social y económica. Ejemplo emblemático de ello es el proyecto agro-energético de
ALUR S.A., complejo agroindustrial que sintetiza algunos de los pilares de la política
energética, particularmente la diversificación de la matriz (a través de la generación de
energía eléctrica en base a fuentes renovables y producción de biocombustibles),
apostando a un país productivo y con justicia social (ALUR genera 2700 empleos
directos e indirectos en una zona que había sido muy afectada por la crisis económica
que alcanzó su clímax en 2002), en un marco de integración regional (participación de
PDVSA en el paquete accionario de ALUR, y asesoría de técnicos cubanos en el
abordaje de la producción de alimento animal).
Como se señaló en la Introducción del presente trabajo, una de las directrices emanadas
de la Declaración de la XVII Reunión de la Comisión de Energía y Minas del
Parlamento Latinoamericano (PARLATINO), es implementar “instancias de
participación ciudadana en la planificación, decisión, gestión y control de las políticas
energéticas”. En ese sentido, es destacable la experiencia de la Mesa Solar, “espacio
72
Uruguay‐
Productos
I
y
II
multisectorial para la promoción de la energía solar térmica en el Uruguay”, cuyo
objetivo es “viabilizar la energía solar térmica en el Uruguay, promoviendo la creación
de instrumentos que impulsen su desarrollo y coordinando acciones entre los actores
vinculadas a la temática” (Mesa Solar, 2010). Entre esos actores se encuentran los
gobiernos nacional y departamental, a través de la DNETN y la Intendencia Municipal
de Montevideo, respectivamente; la Universidad de la República; la Universidad del
Trabajo (UTU); empresas privadas vinculadas al sector; UTE, entre otros.
La Mesa Solar tuvo un rol destacado en el proceso de elaboración y posterior
aprobación de la Ley de Energía Solar Térmica, y cumplirá un rol importante en la
elaboración del Programa Solar del Uruguay.
De aquí se desprende la importancia central que tiene la coordinación entre diversos
actores públicos y privados en la concreción de metas y objetivos trazados. Finalmente,
es importante subrayar la importancia que tiene y el potencial de desarrollo que genera
el nuevo régimen de promoción de inversiones, para la ejecución de proyectos de
energía renovable.
73
Uruguay‐
Productos
I
y
II
1.6
APÉNDICE A: Datos generales del Uruguay
Parámetro
País
Superficie
Población
En áreas urbanas
En áreas rurales
TOTAL
PIB
Tasa de
Electrificación
Unidad
km2
Mpp
Mpp
Mpp
M$U
%
%
%
Valor
URUGUAY
176.215
2,974714
0,266289
3,241003
711.137
98
74
95,9
Año
2010
2004
2004
2004
2009
1996
1996
1996
Fuente de información
CIA (2011)
INE (2004)
INE (2004)
INE (2004)
BCU (2009)
DNETN (1996)
DNETN (1996)
DNETN (1996)
En áreas urbanas
En áreas rurales
En el país
Balance
Consumo de energía para
eléctrico
generación:
Fuentes no renovables
GWh/a
10033
2008
DNETN (2008j)
Fuentes renovables
GWh/a
6333,7
2008
DNETN (2008j)
Comercio exterior de electricidad:
Importación de electricidad
GWh/a
1468,0
2009
DNETN (2009a)
Exportación de electricidad
GWh/a
259,38
2009
DNETN (2009b)
Generación total:
Generación con fuentes no
renovables
GWh/a
2817,3
2009
DNETN (2009c)
Generación con fuentes renovables GWh/a
5301,7
2009
DNETN (2009c)
Consumo final total de electricidad GWh/a
7762,5
2008
DNETN (2008h)
Potencial
En operación
MW
1538
2007
OLADE (2007, pp. 69 y
hidroeléctrico
Inventario
MW
277
2007
70)
Total
MW
1815
2007
Emisiones de
Emisiones Sector Energía
MtCO2/a 5,123
2004
DINAMA (2004, pp.
CO2
Emisiones por generación de
MtCO2/a 0,894
2004
11 y 28)
electricidad
Emisión de CO2 evitadas por
generación de renovables
tCO2/a
334.87310
2009
Inversiones en
Inversión pública en instalaciones
generación
de generación:
Generación convencional
US$/a
56.501.549
2008
UTE (2009, pp. 51-53)
Generación con energías renovables US$/a
26.224.951
2008
Inversión en Caracoles I
Inversión privada en instalaciones
(ver descripción del
de generación:
proyecto en “Estado del
Generación
convencional
10
Para
el
cálculo
de
este
dato
se
utilizaron
solamente
las
reducciones
de
emisiones
de
los
proyectos
Generación
con
energías
renovables
descritos
en
el
Informe
sobre
Caso
Base,
incluyendo
el
proyecto
“Planta
Minas
Cementos
Artigas
S.A.”,
aun
cuando
no
es
un
proyecto
de
generación
eléctrica.
74
Uruguay‐
Productos
I
y
II
Generación convencional
US$/a
Generación con energías renovables US$/a
Inversión pública en I+D+i:
Generación convencional
Generación con energías renovables
Inversión privada en I+D+i:
Generación convencional
Generación con energías renovables
0
45.319.80011
US$/a
US$/a
16.745.71612
26.224.951
US$/a
US$/a
0
ND
Arte”).
20022010
2009
2009
UTE (2009, pp. 51-53)
11
Para
el
cálculo
de
este
dato
se
utilizaron
solamente
las
inversiones
de
los
proyectos
descritos
en
el
Informe
sobre
Caso
Base,
excluyendo
el
proyecto
de
cogeneración
de
la
planta
UPM
e
incluyendo
el
de
“Planta
Minas
Cementos
Artigas
S.A.”.
12
Se
consideran
para
este
monto
los
proyectos
de
inversión
2.2.11
y
2.2.12
descritos
en
UTE
(2009),
p.
78.
75
Uruguay‐
Productos
I
y
II
2 ESTADO DEL ARTE DE LAS RENOVABLES EN URUGUAY
2.1
INTRODUCCION
El presente trabajo describe dos proyectos de energías renovables, que por su impacto
económico, ambiental y social han sido elegidos para ser abordados en detalle.
El primer proyecto es el emprendimiento agroenergético de ALUR S.A. en la localidad
de Bella Unión. La denominación de “emprendimiento agroenergético” obedece a que la
planta genera cuatro productos, vinculados al las áreas agrícola y energética: etanol,
azúcar comestible, alimento animal y energía eléctrica en base a una fuente renovable.
La única materia prima utilizada por esta planta es la caña de azúcar, a partir de la cual
se obtienen estos productos. El proceso de cogeneración eléctrica utiliza el bagazo de la
caña en la combustión que produce vapor, utilizado tanto en el proceso industrial para la
obtención del azúcar, como para la generación de energía eléctrica.
Se trata de un proyecto de fuerte impacto socio-económico, como se desprende del
presente informe. Es de destacar también cómo el proyecto se enmarca dentro de las
directrices generales de la política energética, particularmente en lo establecido en la
Ley de Agrocombustibles (ver apartado 2.4.1 del Informe sobre Línea Base).
Se describen aquí los aspectos técnicos más relevantes de la producción de etanol y del
proceso de cogeneración. No se abordan en detalle la producción de azúcar ni de
alimento animal, por considerarse fuera del marco del presente trabajo. Se analizan
también algunos indicadores económicos del emprendimiento. El impacto ambiental del
proyecto se analiza utilizando datos del ciclo de emisiones de CO2 descritos en ESSO
(2010), el cual se aplica a ingenios azucareros en Brasil. El objetivo de estos cálculos es
brindar al menos una noción de la magnitud de la reducción de emisiones del
emprendimiento. Para un análisis más exhaustivo, sería necesario un estudio del ciclo de
emisiones adaptado particularmente a este emprendimiento y a las condiciones
uruguayas, pero un estudio de tal magnitud escapa a los cometidos de este informe.
La construcción del parque eólico ubicado en la Sierra de los Caracoles (departamento
de Maldonado), y propiedad de la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones
Eléctricas (UTE, empresa estatal dedicada a la generación, trasmisión, distribución y
comercialización de energía eléctrica), obedece también a los lineamientos de la política
energética del país. El impacto social que este proyecto ha tenido ha estado vinculado
fundamentalmente a su difusión en los medios masivos de comunicación, y la forma en
que ello ha contribuido a mostrar cómo es posible apostar por fuentes de energía
renovable.
76
Uruguay‐
Productos
I
y
II
El parque eólico fue construido en dos etapas, conocidas como “Caracoles I y II”. En la
primera etapa se instalaron 5 aerogeneradores de 2 MW de potencia nominal cada uno, y
dado el éxito de esta experiencia, fue ampliado en la segunda etapa a 20 MW en total,
con 5 aerogeneradores más, idénticos a los anteriores.
Los antecedentes del proyecto son descritos en el apartado “Antecedentes del
proyecto”, luego de exponer la situación de la energía eólica en el mundo, y del
potencial eólico en el Uruguay.
Se expone también información financiera vinculada al proyecto, evaluándose la
viabilidad financiera a través de un cálculo de amortización de la inversión inicial. Para
este cálculo, se consideró la energía anual generada por el parque, y el costo que ésta
hubiera significado para UTE de haber sido generada en base a centrales térmicas.
Posteriormente se detallan los aspectos técnicos más relevantes de los aerogeneradores
y de la conexión a la red eléctrica, pasando luego a una descripción del proceso de
montaje de Caracoles I. La energía generada por el parque en el periodo abril 2004abril 2010 es expuesta y comentada.
Se incluye también tres entrevistas: al Ing. Oscar Ferreño, Gerente del Área Generación
de UTE, sobre el parque de Sierra de los Caracoles; al Ing. Leonardo de León,
Vicepresidente de ALUR S.A., sobre el emprendimiento de Bella Unión, y al Dr.
Ramón Méndez Galain, Director Nacional de Energía, que aporta una visión desde el
gobierno sobre estos proyectos.
Finalmente, se exponen algunas de las lecciones aprendidas durante la elaboración y
ejecución de estos proyectos, esperando que sean tenidas en cuenta a nivel nacional y
regional.
2.2
METODOLOGÍA
Para la selección de los dos proyectos que se detallan a continuación, se tuvo en cuenta
los siguientes criterios:




Crecimiento económico local.
Aumento del bienestar social local.
Producción de energía limpia.
Replicabilidad en Latinoamérica y El Caribe (LAC).
El proyecto agroenergético de ALUR S.A. en Bella Unión, es un emprendimiento
productivo en el cual, a partir de una única materia prima (caña de azúcar) se produce
alimento humano (azúcar de mesa) y animal (Microorganismos Eficientes Benéficos
Activados, MEBA, ACTIBIOL -activadores nutricionales- y bloques nutricionales para
77
Uruguay‐
Productos
I
y
II
ganado de carne y leche), etanol y se genera energía eléctrica (EE) para consumo
propio de la planta e inyección a la red eléctrica.
Las fuentes primarias de información utilizadas para el estudio de este proyecto son:
 Visita guiada a las instalaciones de ALUR en Bella Unión, a
cargo del Ing. Luis Sanguinetti.
 Entrevistas a personal y directivos de la planta.
 Entrevista mantenida con Nikolai Guchin, de la Gerencia
Agroindustrial de ANCAP.
Las fuentes secundarias de información utilizadas para el estudio de este proyecto son:
 Trabajo monográfico “Impacto socio-económico de ALUR en
Bella Unión” (Ferrando, Lagos & Llarena, 2008).
 Artículos periodísticos incluidos en el sitio web de ALUR.
 Diversas fuentes digitales, detalladas en las Referencias del
presente trabajo.
La fuente primaria de información utilizada para el estudio del parque eólico de UTE
en Sierra de los Caracoles es una entrevista mantenida con el Ing. Oscar Ferreño,
Gerente del Área de Generación de UTE, y Magdalena Mandiá, analista ambiental de la
Sub Gerencia de Ingeniería de Presas y Embalses.
Las fuentes secundarias de información utilizadas para el estudio de este proyecto son:
 Diversas ponencias y artículos de Oscar Ferreño,
correspondientes al periodo 2007-2010.
 Estudio de Impacto Ambiental Parque eólico 10 MW “Sierra de
los Caracoles”, referido como UTE (2008).
 Diversas fuentes digitales, detalladas en las Referencias del
presente trabajo.
2.3
EMPRENDIMIENTO AGROENERGÉTICO EN BELLA UNIÓN ALUR S.A.
2.3.1 Descripción general
La ciudad de Bella Unión está ubicada en el departamento de Artigas, al norte del país,
a una distancia de 659 km de Montevideo. Posee 13.187 habitantes, sobre un total de
78.019 que habitan el departamento de Artigas (INE, 2004).
La ganadería es la actividad económica dominante del departamento, y al oeste del
mismo, donde se ubica Bella Unión, se concentra el polo de desarrollo agroindustrial,
con CALAGUA y ALUR como motores principales. El tabaco y el arroz han adquirido
78
Uruguay‐
Productos
I
y
II
gran relevancia dentro de la producción agrícola del departamento en los últimos años.
Además, se explotan los yacimientos de las piedras semipreciosas ágata y amatista, en
Catalán, exportadas fundamentalmente al mercado europeo (IMA, 2010).
El desarrollo de la producción azucarera en el Uruguay se intensificó en la década del
’50, en el marco de la política de sustitución de importaciones del gobierno del
momento, y de “una ley azucarera (a través de la cual) el gobierno aseguraba a los
productores pagarles los costos y una ganancia razonable, facilitando así la producción
y el crecimiento de la agroindustria (se trata de la Ley No 11.448, N. del A).”. Sin
embargo, a comienzos de los años noventa, la firma del Tratado de Asunción y la
resolución del gobierno de ese entonces de eliminar las protecciones arancelarias a la
caña de azúcar, implicaron que de las 10.000 hectáreas de caña, quedaran solamente
3.000 en 2006 (Ferrando, Lagos & Llarena, 2008, p. 14).
En 1931 se crea por ley la “Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y
Portland” (ANCAP), que tendría el monopolio de “la fabricación, rectificación,
desnaturalización y venta de alcoholes”, el refinamiento de “petróleos crudos o sus
derivados, (así como) preparar y vender todos los productos propios de esta industria”.
Además, le competería al Ente, de acuerdo a esta ley, “estudiar y preparar carburantes
nacionales que resulten beneficiosos para la economía nacional” (URSEA, 2010).
2.3.2 Análisis de actores
La empresa Alcoholes del Uruguay S.A. (ALUR), nace en noviembre de 1999,
enfocada hacia la venta de alcoholes. Fue una asociación entre ANCAP y la
Corporación Nacional para el Desarrollo (CND) (Ferrando, Lagos & Llarena, 2008, p.
17).
Producto de la grave crisis que vivía el sector desde comienzos de los años noventa, la
cooperativa de productores CALNU, de Bella Unión, se encontraba, en el año 2005, en
graves problemas económicos. El gobierno que asumió ese año definió la situación de
CALNU como prioridad política. Al comprar ANCAP la deuda de CALNU con los
productores de caña y con el Banco de la República Oriental del Uruguay (BROU) –
que ascendía a 25-30 millones de dólares- y pagarle a éste 6,2 millones de dólares, se
da comienzo al proyecto ALUR. En enero de 2006 la empresa comenzó a operar en las
instalaciones de CALNU, obteniendo, como contrapartida a la asunción de las deudas,
“el ingenio, los inmuebles y el resto de los activos fijos”. Además, “el mencionado
pago sirvió para que CALNU cediera en arrendamiento por diez años a ALUR todos
los activos fijos de su propiedad” (Ferrando, Lagos & Llarena, 2008, p. 18).
En 2006 hacía 10 años que no se realizaban inversiones en el ingenio, y se carecía de
mantenimientos adecuados. Una de las primeras tareas de ALUR entonces fue diseñar
un plan de inversiones y mantenimiento, con el objetivo de poder desarrollar las zafras
79
Uruguay‐
Productos
I
y
II
2006 y 2007, y transformar el ingenio en un nuevo complejo agroindustrial. El plan
implicaba un total de inversiones que llegaba a los US$ 48.000.000 (Sendic, 2009).
Una diversa gama de actores estatales participó del proceso de planificación y
ejecución de lo que posteriormente comenzó a llamarse el “proyecto sucro-alcoholero”,
a saber los ministerios de Trabajo y Seguridad Social (MTSS), de Ganadería,
Agricultura y Pesca (MGAP), de Industria, Energía y Minería (MIEM), de Desarrollo
Social (MIDES), el BROU, el Instituto Nacional de Colonización (INC), y por supuesto
ANCAP y la CND. Además, la UTU, en conjunto con la Universidad de la República
(UdelaR), participa del proceso de formación del Instituto de Agroenergía (cuyas
instalaciones se encuentran en la planta de Bella Unión), cuya etapa inicial fue la
conformación de la carrera Tecnólogo en Agroenergía (Sendic, 2009).
Al comienzo, el paquete accionario de ALUR estaba dividido entre ANCAP, que
poseía el 90% de las acciones, y la CND, con el 10% restante. En el año 2007,
Petróleos de Venezuela (PDVSA) compró la parte de la CND, por un monto cercano a
los US$ 770.000. Hacia octubre de 2008 PDVSA “acordó con ANCAP la ampliación
de su participación accionaria en ALUR en un 15%, por lo cual invertirá 12 millones de
dólares en el ingenio. La inversión está compuesta en una parte por la capitalización
que debe realizar para quedarse con un 15% adicional y un plan de inversiones que
acompañarán la participación de PDVSA” (Ferrando, Lagos & Llarena, 2008, p. 21).
2.3.3 Aspectos tecnológicos
2.3.3.1
Proceso de obtención de etanol y bagazo
El procesamiento de la caña de azúcar es esquematizado en la Figura 2-1:
Figura 2-1: Esquema simplificado del procesamiento de la caña de azúcar, para la
obtención del jugo de caña, por un lado, y del bagazo, por otro (Gentileza del Ing. Luis
Sanguinetti, ALUR S.A).
80
Uruguay‐
Productos
I
y
II
La caña de azúcar ingresa a las cuchillas picadoras a través de transportadoras. Las
cuchillas cortan la caña en trozos pequeños, y posteriormente se muelen en el tándem
de molinos. El material molido es filtrado, obteniéndose, por un lado, el jugo de caña, y
por otro, el bagazo, utilizado como combustible para el generador de vapor (Ferrando,
Lagos & Llarena, 2008, p. 22).
El proceso de obtención de melaza, de la cual a su vez se obtiene etanol, se esquematiza
en la Figura 2-2. Al jugo de caña se le añade cal, y a esa mezcla se la sulfita y clarifica,
obteniéndose insolubles e impurezas sólidas que son separados y filtrados. El líquido
resultante es posteriormente evaporado y centrifugado. Los dos productos que resultan
del proceso de centrifugado, son el azúcar bruto, por un lado, y la melaza, por otro.
Como producto de la fermentación de la melaza se obtiene etanol (Ferrando, Lagos &
Llarena, 2008, p. 23, y Guchin, 2010b).
Una descripción más detallada del proceso industrial se muestra en los Apéndices I y II.
Figura 2-2: Esquema del proceso de obtención de melaza (Gentileza del Ing. Luis
Sanguinetti, ALUR S.A).
81
Uruguay‐
Productos
I
y
II
2.3.3.2
Etanol
El etanol (CH3-CH2-OH), posee varias aplicaciones:

Industriales: al ser un buen disolvente, es utilizado como tal
ampliamente en la industria.

Alimenticias: es un componente fundamental de las bebidas alcohólicas.

Farmacéuticas: como desinfectante, ya que es bactericida.

Combustible: puede ser utilizado como combustible, al ser mezclado con
gasolina. La concentración de etanol en la mezcla se indica en el nombre del
biocombustible, así por ejemplo E85 significa que posee un 85% de etanol y
15% de gasolina. Las mezclas más comunes son E85 y E10. También es posible
utilizar alcohol hidratado como combustible, pero en tal caso es necesario
adaptar los vehículos originalmente diseñados para utilizar gasolina como
combustible. De hecho, ocurre lo mismo para el E85 y todas las mezclas que
superen el 30% de etanol, aproximadamente. A partir del E85 a las mezclas se
las denomina “combustible alternativo” (Ferrando, Lagos & Llarena, 2008, p.
29).

Finalmente, se encuentra en etapa experimental la mezcla de etanol con
gasoil, conocida como E-Diesel, habiendo resultado exitosas las pruebas con un
10% de etanol, 80% de gasoil y 10 % de aditivos, en motores sin
modificaciones (Ferrando, Lagos & Llarena, 2008, p. 29).
El Ing. Dardo Oxandabarat, en Ferrando, Lagos & Llarena, (2008, p. 49) explica: “El
rendimiento de la hectárea de caña son 65 toneladas, a su vez con una tonelada de caña
se puede producir de 70 a 75 litros de alcohol. Para sustituir el 100% de las naftas
uruguayas necesitamos en torno a 90.000 hectáreas (correspondientes a una
producción de unos 438.000-439.000 m3 de etanol, de acuerdo a las estimaciones
realizadas, N. del A.)”.
ALUR S.A. produce unos 18.000 m3 anuales de etanol, los cuales implican una
reducción neta de emisiones de CO2, estimada más adelante. Por otro lado, el etanol es
soluble en agua y rápidamente biodegradable, por lo cual los derrames de mezclas de
etanol y gasolina amplifican las consecuencias negativas de la última (Ferrando, Lagos
& Llarena, 2008, p. 30).
Además del beneficio medioambiental, la inclusión del etanol en las naftas
comercializadas en el país tiene importantes implicancias positivas para la economía
del país, como reducir las importaciones de combustibles importados, y generar una
reactivación económica en el campo (Ferrando, Lagos & Llarena, 2008, p. 30).
82
Uruguay‐
Productos
I
y
II
Como se mencionó anteriormente, la utilización de E85 como combustible requiere de
una adecuación de los motores, y cuando las temperaturas son muy bajas se debe
utilizar una menor proporción de etanol en la mezcla, a los efectos de facilitar el
arranque (en Suecia, por ejemplo, se utiliza E75 en los meses de invierno), o bien
“colocar un tanque adicional de gasolina pura que se utiliza solo para el arranque,
cuando el motor está en régimen automáticamente pasa a alimentarse con E85”
(Guchin, 2010b).
Además de estas desventajas, cabe agregar que el poder calorífico del etanol hidratado
es aproximadamente un 33% menor que el de la gasolina, por lo cual es preciso utilizar
más cantidad del primero que la segunda para obtener la misma cantidad de energía. En
el caso de ALUR, por ejemplo, los 18.000 m3 de etanol producidos anualmente, liberan
la misma cantidad de energía en su combustión que unos 11.800 m3 de gasolina (PCI
de etanol: 21,1 MJ/l, PCI de gasolina: 32 MJ/l) (Thomas, 2000). “Hay estudios que
indican que en un porcentaje de mezcla de hasta 10%, la diferencia de rendimientos es
imperceptible” (Guchin, 2010b).
2.3.3.3
Generación de energía eléctrica
El sistema de cogeneración está compuesto esencialmente por la caldera de vapor y el
turbogenerador, tal como se indica en la Figura 2-3.
Figura 2-3: Esquema del sistema de generación de EE.
83
Uruguay‐
Productos
I
y
II
La caldera permite generar hasta 120 toneladas de vapor por hora. Parte de este vapor
se utiliza en el proceso de elaboración del azúcar (ver Figura 2-2), y parte alimenta el
turbogenerador, que, a su vez, genera EE a partir de la energía del flujo de vapor
(habiendo transformado previamente esta última en energía mecánica).
La potencia nominal del turbogenerador es de 12 MW, y su potencia efectiva actual es
de 5 MW. Una vez concluidas las obras de interconexión a la red (a agosto de 2010 aún
no han finalizado, pero se espera que culminen en breve), el turbogenerador pasará a
generar con una potencia efectiva de unos 10 MW.
La zafra azucarera dura unos ciento veinte días, iniciándose normalmente en juniojulio, y prolongándose hasta setiembre-octubre. Durante estos ciento veinte días de
zafra, el turbogenerador estará continuamente generando EE e inyectando parte de la
misma a la red, a una potencia efectiva de 4 MW. El cálculo de EE inyectada a la red es
simple:
Ecuación 1
Considerando que, de acuerdo al Censo 2004, en el departamento de Artigas había en
ese año 21.907 hogares (INE, 2004), y que el consumo promedio por cliente en el
Interior fue, en 2008, de 5,075 MWh/año (UTE, 2008), el consumo total anual de los
hogares de Artigas puede estimarse en unos 111 GWh. Esto implica que la EE generada
por ALUR significa, de acuerdo a las estimaciones realizadas, aproximadamente un
10% del consumo eléctrico de los hogares artiguenses.
El precio que UTE pagará a ALUR por la EE volcada a la red rondará los 100
US$/MWh, lo cual implica ingresos para ALUR de aproximadamente US$ 1.152.000
anuales, lo que, a su vez, significa que el monto de inversión en el sistema de
cogeneración indicado más arriba, tiene un retorno simple (únicamente considerando
ingresos por venta de EE) de aproximadamente 5 años.
2.3.4 Aspectos legales
El emprendimiento en Bella Unión, iniciado en 2006, respondió a una decisión política
del gobierno del momento, de reactivación económica en una de las regiones más
pobres del país. Asimismo, el proyecto se enmarca dentro las líneas estratégicas de la
política energética, particularmente en la diversificación de la matriz energética,
sustituyendo la importación de petróleo y derivados (en este caso, a través de la mezcla
de etanol en las naftas comercializadas en el país) y generando EE a partir de fuentes
renovables (bagazo de caña de azúcar).
Además, ANCAP decidió alcanzar las metas establecidas en la Ley de
Agrocombustibles y referidas a la incorporación de biodiesel y etanol por su cuenta,
84
Uruguay‐
Productos
I
y
II
independientemente de los esfuerzos que pudieran hacer empresas privadas (Guchin,
2010c).
2.3.5 Aspectos sociales
En la zafra de 2009, estuvieron involucrados trabajadores rurales, productores,
industriales, transportistas y otros, sumando un total de 2.700 personas (Samuelle, J.,
2009). El impacto social del emprendimiento es particularmente notorio en el Barrio
Las Láminas, de donde provenían las escalofriantes imágenes que recorrieron el
mundo, de niños comiendo pasto durante la crisis económica del año 2002 (Carro,
2002). Hoy en día, “Las Láminas” tendrá saneamiento, y cada uno de los vecinos será
propietario de su casa y su terreno. En nota periodística de Presidencia de la República,
reproducida en el sitio web de ALUR, se indica: “La situación (en Las Láminas, N. del
A.) cambió porque comenzó a funcionar el proyecto ALUR, que otorgó trabajo y más
esperanza a los vecinos” (ALUR, 2009).
Pero además, el impacto social del proyecto agroenergético en Bella Unión trasciende
la localidad, y esto es en parte cuantificable a través de la aceptación que el producto
“Azúcar de Bella Unión” ha tenido en el mercado interno, debido quizá a la aceptación
de la que el proyecto en sí goza en la población.
2.3.6 Aspectos económicos
2.3.6.1
Inversiones realizadas
Entre las inversiones realizadas destacan:
• Optimización de producción azucarera (US$ 4.762.000) 13
• Caldera (US$ 12.000.000) 14
• Planta de producción de alcohol anhidro carburante (US$
18.000.000) 2
• Cogeneración eléctrica (US$ 6.000.000) 2
• Proyecto tratamiento de efluentes (US$ 3.500.000) 2
Estas inversiones suman un total de US$ 44.262.000. El objetivo de la primera
inversión fue buscar una reducción en los costos de producción, mejorando a la vez la
calidad del azúcar producido. La caldera es acuotubular y es capaz de producir 120
toneladas de vapor por hora. El monto indicado incluyó la obra civil, el montaje, la
caldera y periféricos, incluyendo una planta de tratamiento de agua para caldera por
osmosis inversa (Sendic, 2009).
13
14
Sendic (2009)
Guchin (2010)
85
Uruguay‐
Productos
I
y
II
Imagen 2-1: Transportador que conduce el bagazo a la caldera (Foto gentileza del Ing.
Luis Sanguinetti, ALUR S.A).
La deshidratadora produce alcohol etílico anhidro combustible, que es el producto final.
El monto indicado incluye obra civil, suministros y montaje de toda la planta. El
turbogenerador, de 12 MW de potencia nominal, se muestra en la Imagen 2-2. El monto
indicado incluye obra civil, montaje y equipos (Sendic, 2009).
86
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Productos
I
y
II
Imagen 2-2: Turbogenerador de 12 MW de potencia nominal (Foto gentileza del Ing.
Luis Sanguinetti, ALUR S.A).
Finalmente, “el proyecto de tratamiento de efluentes busca entre otras cosas apuntar
hacia el concepto de vertido nulo” (Guchin, 2010b).
87
Uruguay‐
Productos
I
y
II
Imagen 2-3: Sistema de tratamiento de agua por ósmosis inversa (Foto gentileza del
Ing. Luis Sanguinetti, ALUR S.A).
2.3.6.2
Indicadores económicos
Si solamente se considerara la producción de azúcar, el proyecto no sería
económicamente viable, dado que la importación de azúcar (fundamentalmente de
Brasil) deja fuera de competencia la producción nacional del comestible (Ferrando,
Lagos & Llarena, 2008, p. 34). Aun así, la participación de ALUR en el mercado
interno del azúcar pasó del 42.5% en 2007 (Sendic, 2009) al 57% (35 mil toneladas) en
2010, con su producto “Azúcar Bella Unión” (ALUR, 2010). En Sendic (2009) se
indicó que la venta de azúcar generó US$ 24.500.000 de ingresos anuales.
En cuanto a la producción de etanol, en Sendic (2009) se indicaba que se proyectaba
una producción anual de 28.000 m3, lo cual implicaba unos US$ 21.250.000 de
ingresos anuales. Sin embargo, según Guchin (2010a), y como se ha indicado
anteriormente, la producción de etanol asciende a 18.000 m3 anuales. Si la relación es
proporcional, estos 18.000 m3 anuales generarían ingresos por unos US$ 13.660.000
por año.
Cabe mencionar aquí, que la polémica entre producción de alimentos versus
producción de etanol, es una falsa contradicción, en el caso concreto de ALUR Bella
Unión, en las condiciones actuales: de acuerdo al Ing. Ind. Fernando Acuña, citado en
88
Uruguay‐
Productos
I
y
II
Ferrando, Lagos & Llarena (2008, p. 39) existen en Uruguay “16.000.000 de hectáreas
de suelos productivos, de los cuales 14.000.000 se usan para ganadería, 1.000.000 para
forestación, 500.000 para soja, 100.000 para arroz, 100.000 para trigo entre otros y para
la caña se usan sólo 10.000 hectáreas, de las cuales 2.500 son sólo para alcohol”.
En 2009, la empresa ALUR S.A. facturó, según declaraciones del entonces presidente
de la República Dr. Tabaré Vázquez, “por US$ 20 millones en venta de azúcar,
mientras que a partir del 2010 facturará por US$ 75 millones, los cuales se distribuyen
en US$ 20 millones por azúcar, US$ 25 millones por biocombustibles, y US$ 25
millones por gasoil producido en la zona, generación eléctrica y alimentos para
animales” (ALUR, 2009a).
En 2006 ALUR realizó la primera zafra azucarera. Fueron plantadas 3100 hectáreas,
obteniéndose 172.177 toneladas de caña de azúcar, involucrándose a menos de 200
productores en el proceso productivo. En 2006/2007, para la segunda zafra, luego de
un período de negociaciones entre ALUR y los productores, se negoció un precio de
“31 centavos de dólar por cada kilo de azúcar en caña obtenida” (Ferrando, Lagos &
Llarena 2008, p. 46).
El comienzo de la tercera zafra se produjo el 13 de junio de 2008 (Ferrando, Lagos &
Llarena 2008, p. 48).
A continuación se muestran algunos indicadores de dicha zafra, señalados en Sendic
(2009). La siguiente tabla muestra el porcentaje de cal utilizado por tonelada de caña.
Año
Toneladas
refinadas
% Cal / ton.
Caña
2006
8255
2,69
2007
8461
2,87
2008
16677
0,11
Tabla 2-1: Indicadores industriales en las zafras 2006-2008 (Sendic, 2009).
Nótese en la Tabla 2-1 el importante descenso en la utilización de cal por tonelada de
caña correspondiente al año 2008. Esto fue producto de las inversiones realizadas en
mejoras en la producción azucarera (ver apartado 3.3.3). Nótese también la duplicación
de la producción en 2008 con respecto a las dos zafras anteriores. En Sendic (2009) se
indica que el ahorro de cal se tradujo en US$ 1.500.000 anuales.
La Tabla 2-2 indica cómo se fue reduciendo el consumo de leña en las zafras 20062008, lo cual se tradujo en un ahorro de US$ 832.000 anuales (Sendic, 2009).
89
Uruguay‐
Productos
I
y
II
Año
% leña / caña
molida
kg leña / kg
refinado
2006
8,8
1,54
2007
3,5
1,19
2008
3,4
0,67
Tabla 2-2: Consumos de leña en las zafras 2006-2008 (Sendic, 2009).
La siguiente tabla muestra la producción de azúcar en 2007 y 2008. El incremento en la
producción fue del 33%.
Año
Toneladas de
azúcar
2007
21.192
2008
28.250
Tabla 2-3: Producción azucarera en 2007 y 2008 (Sendic, 2009).
Se ha mencionado anteriormente que ALUR emplea a unas 2.700 personas, sumando
empleos directos e indirectos. La siguiente tabla muestra la distribución de esos puestos
de trabajo:
Número de
puestos
Descripción
Mano de obra agrícola asalariada
1550
Mano de obra industrial
610
Productores
395
Transportistas de caña y graperos
62
Transportistas de azúcar
80
TOTAL
2697
Tabla 2-4. Distribución de puestos de trabajo por tipo de empleo (Sendic, 2009).
90
Uruguay‐
Productos
I
y
II
Las inversiones indicadas en el apartado Error! Reference source not found.
(optimización de la producción azucarera, mejora de la eficiencia energética, caldera,
destilería y deshidratadora, turbogenerador), arrojan un valor actual neto (VAN)
positivo de US$ 11.207.000 (asumiendo una tasa promedio del 12% nominal), y una
tasa interna de retorno (TIR) del 13% (Sendic, 2009).
2.3.7 Aspectos ambientales
Para los cálculos que siguen, se utilizaron los datos del análisis del ciclo de vida (ACV)
de emisiones de CO2 del etanol (elaborado a partir de caña de azúcar), utilizados en
ESSO (2010). Si bien estas estimaciones fueron realizadas para la producción de etanol
en Brasil, el objetivo aquí es proporcionar al menos una noción de cuántas emisiones de
CO2 son evitadas gracias a la producción de etanol de ALUR y su posterior mezcla con
gasolina.
Estos datos se resumen en la siguiente tabla, donde se indica las emisiones (positivas) y
reabsorciones/emisiones evitadas (negativas) en kg de CO2 por litro de etanol
consumido.
Proceso/Fase
tCO2/litro etanol
Cultivo y colecta
2,961
Fotosíntesis
-7,650
Fermentación y quema de bagazo
Bioelectricidad15
3,604
-0,225
Transporte16
0,05
Combustión en automóvil
1,52
SUMA
0,26
Tabla 2-5: Emisiones y reabsorciones/emisiones evitadas en el ACV del etanol (ESSO,
2010).
Se deduce que por cada litro de etanol consumido, se emiten 0,26 kg de CO2. Esto
implica que, anualmente, y considerando la producción de 18.000 m3 mencionada
anteriormente, se emiten 4.680 toneladas de CO2.
Suponiendo, como se indicó más arriba, que 18.000 m3 de etanol corresponden a
11.800 m3 de gasolina, y que de ésta se emiten 2,44 kg de CO2 por litro (EPA, 2005), se
15
Se desconoce el caso base utilizado aquí. Dada la similitud entre las generaciones por tipo de fuente en
Brasil y Uruguay (ver OLADE, 2007, p. 72), se utiliza el mismo valor.
16
Se considera en ESSO (2009) transporte realizado en base a biodiesel.
91
Uruguay‐
Productos
I
y
II
obtiene que del consumo de este volumen de gasolina se emite un total de 28.792
toneladas de CO2.
La reducción de emisiones neta es, pues, de unas 24.000 toneladas de CO2 por año.
2.3.8 Replicabilidad
En cuanto a la replicabilidad del proyecto en la región, se puede decir que posee un alto
potencial en ese sentido, no solamente debido a la materia prima utilizada (producida
en varios países latinoamericanos y del Caribe, siendo en algunos de ellos la base de su
economía), sino además por su grado de integración regional, con la participación de
Petróleos de Venezuela (PDVSA) en las acciones de ALUR S.A., y la asesoría que
técnicos cubanos brindaron en la implementación de la producción de alimento animal.
2.3.9 Desafíos a futuro
Uno de los problemas a los que se enfrenta ALUR es que serían necesarios más
cortadores de caña, para abastecer la producción a la que se aspira. En 2008, cuando se
molían 3000 toneladas diarias, ya era notorio el problema. Una de las soluciones que se
planteaba en ese momento era la introducción de maquinaria en la cosecha,
sustituyendo todo o parte del cortado a mano de la caña. Sin embargo, a los productores
no les parecía conveniente, por una serie de motivos: dado que la cosecha es en
invierno, es difícil penetrar con máquinas en las zonas sembradas, por el barro y la
lluvia; según los productores, el mejor corte es el hecho a mano, entre otros (Ferrando,
Lagos & Llarena 2008, p. 48).
Por otra parte, existen límites geográficos (ríos Uruguay y Cuareim) y económicos a la
expansión de la plantación de caña en torno a ALUR, particularmente en lo que refiere
a los costos de transporte de la materia prima, los cuales ponen un límite estimado en
unos 30 km alrededor de la planta, más allá de los cuales estos costos se hacen
demasiado elevados (Ferrando, Lagos & Llarena 2008, p. 54).
En 2008 se señalaba, por parte del Ing. Agr. Tabaré Aguerre, en Ferrando, Lagos &
Llarena (2008, p. 56), la ausencia de un “proyecto definido en términos agrícolas”, no
industriales, ya que, según Aguerre, en torno a los aspectos netamente industriales del
proyecto, existe “un plan muy minucioso”. “Lo que no está claro es dónde está el
proyecto de una agroindustria, el cual tiene componentes económicos y sociales”,
agregaba entonces Aguerre.
En 2008, una de las mayores preocupaciones de los productores, era el bajo precio
internacional del azúcar (ver Figura 2-4).
92
Uruguay‐
Productos
I
y
II
Figura 2-4: Evolución del precio internacional New York #11 del azúcar (Fuente de
datos: CAN, 2010).
En aquel momento, algunos insistían en la necesidad de subsidiar la producción
azucarera nacional, garantizándoles a los productores un precio tal que permitiera
cubrir costos y generar alguna ganancia (similar a lo establecido en la Ley 11.448, ver
3.3.1). Otra solución, que planteaban sobre todo los productores, era subir el precio del
azúcar en el mercado interno. El técnico agrario Eugenio de la Peña, señalaba, en
Ferrando, Lagos & Llarena (2008, p. 58): “Si no hay política de protección a la venta
del azúcar en el mercado interno, no hay producción azucarera en Bella Unión. Hoy en
día (2008, N. del A.) la política azucarera nacional hace que el azúcar se esté vendiendo
a 15,5 pesos al público, pero ALUR lo vende a 12 pesos, mientras que el costo de
producir 1 kilogramo de azúcar aceptado por el equipo técnico de ALUR es de 12 pesos
en el campo17, por lo tanto no contempla los costos de producción. Hace unos años
atrás el precio era de 25 pesos, si hoy fuera así las condiciones estarían dadas para que
los productores pudieran producir”.
En el 2008, la perspectiva futura inmediata era de contar con 10.000 hectáreas, de las
cuales 7.000 se destinarían a producción de azúcar y 3.000 a producción de etanol. La
interrogante entre técnicos y productores en aquel momento era hasta qué punto la
17
El destacado es del autor.
93
Uruguay‐
Productos
I
y
II
producción de etanol viabilizaría el proyecto en su conjunto, compensando las pérdidas
de los productores en las 7.000 hectáreas destinadas a producción de azúcar.
Actualmente se cuenta con unas 7.000 hectáreas.
Esta problemática generó la creación, en octubre de 2008, de un grupo técnico cuya
finalidad sería “crear una paramétrica que permita fijar el precio de la materia prima y
que eso se utilice año a año (...) Los plantadores aportaron un delegado de su gremial y
dos técnicos, y ALUR un contador, un ingeniero agrónomo y un técnico de
departamento agrícola (Ferrando, Lagos & Llarena, 2008, p. 59)”.
Por otra parte, se creó un fideicomiso de garantía, constituido por los flujos de ingresos
por etanol y electricidad, y que persigue dos grandes objetivos. Por un lado, servir
como fondo de inversiones, fundamentalmente agrícolas. En Sendic (2009) se
mencionaban entre estas inversiones las destinadas a mejoras en la logística de la
cosecha, y a la optimización y ampliación del riego. Por otro lado, el fideicomiso
serviría como un fondo de contingencia durante las zafras.
2.3.10 Perspectivas a futuro
La vinaza es un residuo del proceso de destilación del alcohol, con un alto contenido de
potasio. Por esta razón, estaba en estudio en 2008 un proyecto de riego con vinaza, que
sustituiría el potasio de la dieta de la planta. La vinaza se guardaría en tanques para de
esa forma poder regar fuera de zafra. El mayor inconveniente que presenta este
proyecto es el olor desagradable de la vinaza (Ferrando, Lagos & Llarena, 2008, p. 53).
Como se mencionó en el apartado Error! Reference source not found., se instaló en
ALUR Bella Unión, una planta de producción de alimento animal (ganado de carne y
leche), el cual se obtiene a partir de “residuos de la cosecha y algunos derivados del
proceso de industrialización (...) La planta producirá anualmente unas 3.000 toneladas
de estos productos, con los que se podrá alimentar a gran parte del rodeo ganadero
nacional (ALUR, 2010b)”.
“La caldera nueva dispone de un sistema de limpieza de gases de chimenea. Hoy las
emisiones de partículas a la atmósfera son muy menores con valores similares a los
exigidos en la región” (Guchin, 2010b).
94
Uruguay‐
Productos
I
y
II
2.3.11 Apéndice I: Diagrama de flujo de producción de azúcar
Figura 2-6: Diagrama de flujo de producción de azúcar (Fuente: Guchin, 2010b).
95
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Productos
I
y
II
2.3.12 Apéndice II: Diagrama de flujo de producción de alcohol
Figura 2-7: Diagrama de flujo de producción de etanol (Fuente: Guchin, 2010b)
96
Uruguay‐
Productos
I
y
II
2.4
COMPLEJO DE PARQUES EÓLICOS “ING. EMANUELE
CAMBILARGIU” – UTE
2.4.1 Descripción general
2.4.1.1
La energía eólica en el mundo
La energía eólica es la forma de generación de energía eléctrica no convencional que
mayor crecimiento tuvo en el mundo en 2009, con respecto al año anterior, en términos
absolutos (38 GW). Si bien en términos relativos, la que mayor tasa de crecimiento
promedio anual ha tenido en el período 2004-2009 ha sido la solar fotovoltaica de gran
porte (200 kWp - 100 MWp), la eólica pasó de una tasa promedio de 27% durante ese
período, al 32% en 2009 con respecto al año anterior (REN21, 2010). Esto se indica en
el siguiente gráfico:
Figura 2-8: Tasas de crecimiento promedio anual de capacidad de energías renovables
en el mundo, para el período fines de 2004-2009. EST corresponde a energía solar
térmica destinada a calentamiento de agua y acondicionamiento térmico (Fuente de
datos: REN21, 2010).
97
Uruguay‐
Productos
I
y
II
La Tabla 2-6 muestra entre otros datos la densidad superficial de potencia eólica
instalada, expresada en kW por km2, destacándose, como se puede apreciar, Dinamarca
y Alemania, que ocupan los dos primeros puestos.
Potencia por unidad
de superficie
[kW/km2]
Potencia por
habitante
[W/hab.]
Potencia total
instalada
[MW]
Dinamarca
81.15
631.2
3497
Alemania
72.18
315.1
25777
Portugal
38.39
332.3
3535
España
37.84
415.6
19149
Reino
Unido
16.85
66.0
4092
Italia
16.09
80.3
4850
Francia
7.14
69.1
4521
EEUU
3.65
113.4
35159
India
3.41
9.2
10925
China
2.71
19.4
26010
Tabla 2-6: Energía eólica en el mundo (Fuente de datos: WWEA, 2009).
Suponiendo que Uruguay tuviera 1000 MW instalados de potencia eólica (en la
estructura actual de demanda no es posible inyectar más de 1000 MW de origen eólico,
según Ferreño, 2010a), se ubicaría entre España y Reino Unido en potencia instalada
por habitante (con 286,2 W/hab), con una densidad significativamente menor, de tan
solo 5,67 kW/km2.
Esta potencia instalada, que corresponde aproximadamente a la mitad del parque total
de generación actual del Uruguay, no es excesiva si se tiene en cuenta, por ejemplo,
que la Comunidad de Navarra, en España, posee algo más de 900 MW instalados, con
una superficie menor a la del Departamento de Cerro Largo, cuya superficie es de casi
el 8% de la superficie total del país (Ferreño, 2008).
98
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I
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II
2.4.1.2
El potencial eólico en el Uruguay
Una de las grandes ventajas que posee el Uruguay para el desarrollo de la energía
eólica, es que ya cuenta con una importante reserva operativa, tanto hidroeléctrica
como turbinas a gas (500 MW) y motores estacionarios (80 MW), además de
interconexiones con Brasil (actualmente 70 MW, en breve 500 MW) y Argentina (2000
MW), imprescindibles para poder responder rápidamente a las fluctuaciones (de corta
duración) en la generación de origen eólico. Para otros países, las inversiones en estas
formas de generación deben ser incluidas en los planes de desarrollo de la eólica, como
ocurre en el caso de Portugal y Dinamarca, por ejemplo (Ferreño, 2008). A esto debe
agregarse lo reducido del mercado eléctrico uruguayo en relación a su superficie: para
igualar la densidad superficial de potencia instalada de Dinamarca, deberían instalarse
en el Uruguay 14.800 MW, suficientes como para abastecer 4,5 veces la demanda
actual (Ferreño, 2010a).
2.4.1.3
Mapa Eólico del Uruguay
A los efectos de evaluar el potencial eólico en el país, UTE y la Universidad de la
República (UDELAR) llevaron adelante un programa para la evaluación del potencial
eólico a escala nacional, que resultó en la elaboración del Mapa Eólico. Este mapa se
basó en “27 series de medidas de vientos”, y en un modelo numérico de conservación
de masa, “que permite resolver el flujo a micro escala meteorológica, con una escala de
entre cientos de metros a algunos kilómetros, a partir de series de viento generadas por
mediciones efectuadas en estaciones meteorológicas” (DNE-PEE, 2010a).
Entre los principales factores que influyen en la distribución de velocidades de viento
en un determinado sitio, se encuentran “los estados de la atmósfera, la permanencia de
fenómenos atmosféricos asociadas a velocidades de viento elevadas, la altitud sobre el
nivel del mar, la topografía y la rugosidad del terreno circundante” (UTE, 2008).
La Figura 2-9 muestra los resultados del mapa eólico a 30 m de altura.
99
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II
Figura 2-9: Mapa eólico del Uruguay, para una altura de 30 metros (DNE-PEE,
2010b).
Los resultados de este mapa muestran claramente que “los mayores potenciales eólicos
corresponden a las sierras ubicadas al sur del país y con laderas expuestas a los vientos
de mayor frecuencia: Sierra de las Animas, Sierra de los Caracoles, Sierra de las Cañas,
Sierra de la Cabra, así como las sierras que se localizan al este del país” (UTE, 2008).
Nótese también que de acuerdo a este mapa, la mitad sur del país (coordenadas F a J en
el mapa de la Figura 2-9) posee una velocidad media anual igual o superior a los 5,5
m/s, a la altura indicada.
En Ferreño (2007) se estima el recurso eólico disponible en Uruguay en “por lo menos
unos 3000 MW de potencia y en una energía anual similar a la de todas nuestras
hidroeléctricas (Río Negro y parte uruguaya de Salto Grande incluida)”.
100
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I
y
II
2.4.1.4
Mediciones in situ
El mapa eólico brinda información de carácter general y orientativo acerca de la
distribución de las velocidades medias del viento a lo largo de un año, para las distintas
regiones del país que conforman la grilla utilizada.
Sin embargo, a la hora de estudiar la viabilidad de un emprendimiento eólico, es
imprescindible contar con mediciones in situ, a distintas alturas, inclusive a la altura que
tendrán los bujes de los aerogeneradores a instalar. Estas mediciones deben realizarse
con muestras cada 3 segundos, y promedios de 10 minutos, para lo cual “se recomienda
la instalación de 4 anemómetros por torre de medida, dos en el punto más alto (por si
falla uno) otro a media altura y uno a 10 m para establecer correlaciones con los
registros meteorológicos” (Ferreño, 2007).
Figura 2-10: Torre con anemómetros para medición de vientos (Fuente imagen:
Ferreño, 2010a).
En lo que respecta al caso concreto de la Sierra de los Caracoles, la Figura 2-11
muestra la rosa de vientos correspondiente a viento de llanura, obtenida a través del
Programa sobre Energía Eólica en el Uruguay (Convenio MIEM – UDELAR), citado
en UTE (2008). De acuerdo a este estudio, “la velocidad media anual del viento a lo
largo de la colina resulta de entre 7,8 m/s y 8,8 m/s” (UTE, 2008).
101
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Productos
I
y
II
Figura 2-11: Dirección de vientos en la Sierra de los Caracoles (Fuente imagen: UTE,
2008)
De acuerdo a mediciones llevadas a cabo por UTE, y también mediante el estudio antes
mencionado, pudo concluirse que “el promedio de 1 año de medidas es 8,83 m/s que
corresponde a la clase I (de la norma IEC 14000-1, N. del A.); la ráfaga máxima
registrada es inferior al límite tolerado por esta clase; la turbulencia es baja, dentro de
los parámetros normalizados de esta clase” (Ferreño, 2008).
2.4.1.5
Proyecto piloto de 150 kW
Ya en 1988, UTE y UDELAR llevaron a cabo un estudio para determinar cuáles eran las
posibilidades de generación eólica en el país. El resultado de este estudio llevó a que se
instalara en el Cerro de los Caracoles (departamento de Maldonado) un aerogenerador
de 150 kW de potencia nominal, conectado a la red eléctrica (Ferreño, 2007).
La financiación de dicho emprendimiento se realizó a través de un préstamo del Banco
Interamericano de Desarrollo (BID), gestionado por el Consejo Nacional de Innovación,
Ciencia y Tecnología (CONICYT), y con fondos propios de UTE (UTE, 2008).
La importancia de este proyecto piloto radica en que brindó experiencia y aprendizaje
sobre esta tecnología y su operación en conexión con la red, a la vez que generó el
desarrollo de herramientas de simulación y la comparación entre las predicciones
teóricas sobre desempeño, etc., y la realidad (UTE, 2008).
Los datos técnicos del aerogenerador usado se resumen en la siguiente tabla.
102
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II
Dato
Descripción
Modelo
NORDEX N27
Origen
Dinamarca
Potencia nominal
150 kW
Diámetro del rotor
27 m
Longitud de palas
12,8 m
Peso de palas
1,35 ton.
Número de palas
3
Peso
12,5 ton.
Voltaje nominal
400 V
Frecuencia
nominal
50 Hz
Altura
30 m
Sistema de control
Stall
Tabla 2-7: Datos técnicos del aerogenerador de 150 kW (UTE, 2008).
Este aerogenerador se muestra en la Imagen 2-4.
103
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Productos
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II
Imagen 2-4: Aerogenerador de 150 kW (Fuente: UTE, 2008).
La energía generada por un aerogenerador durante un determinado periodo de tiempo
(en general un año), se calcula conociendo la distribución de velocidades de viento del
sitio, multiplicándola por la curva de potencia del aerogenerador, que expresa la
potencia eléctrica en función de la velocidad del viento.
De esta forma, se obtiene que este aerogenerador piloto es capaz de generar en el orden
de 580 MWh anuales (UTE, 2008), en el sitio donde fue ubicado. El Cerro de los
Caracoles está ubicado en la Sierra de los Caracoles (latitud 34° 37´14.00” S - longitud
54° 57´13.00” O) (UTE, 2008).
El factor de carga (FC) se define como el cociente entre energía efectivamente
generada durante un periodo de tiempo –usualmente un año- y energía que generaría el
aerogenerador a potencia nominal durante el mismo tiempo. En este caso, suponiendo
una energía generada anualmente de 580 MWh, el FC es:
Ecuación 2
104
Uruguay‐
Productos
I
y
II
2.4.2 Análisis de actores
Como se ha visto, ha habido por lo menos dos actores clave en este proyecto, además
de la empresa estatal UTE: la Universidad de la República y el MIEM, a través del
Programa de Energía Eólica del Uruguay (PEEU).
El rol del MIEM en este proyecto es descrito en detalle en la entrevista al Director de
Energía (ver 2.6). Aquí destacamos lo siguiente: “(el proyecto) forma parte de la
política energética diseñada por el Poder Ejecutivo (…) el parque de los Caracoles fue
en esta etapa de aprendizaje la propuesta del Poder Ejecutivo a la UTE para poder
específicamente comenzar a generar conocimientos y experiencia en esa área”.
Es de destacar la participación de la Universidad de la República en la elaboración del
mapa eólico, y en el proyecto piloto de 150 kW.
2.4.3 Aspectos tecnológicos
2.4.3.1
Red eléctrica de Uruguay
El mapa de la Figura 2-12 muestra la red de generación y trasmisión de energía
eléctrica en el Uruguay. Nótese la ubicación de la Estación de Trasmisión San Carlos
N° 3T10 (en 500/150/30 kV), a la cual se conectan los aerogeneradores, a través de la
ya mencionada línea en 60 kV, de 15,8 km de longitud (UTE, 2008).
105
Uruguay‐
Productos
I
y
II
Figura 2-12: Red de generación y trasmisión de energía eléctrica (Fuente:
http://www.electromagazine.com.uy/anteriores/numero24/mmee24.htm)
En el mapa de la Figura 2-13 se indica la ubicación del parque eólico. También puede
apreciarse la intersección de las rutas 9 y 39, donde se ubica la Estación de San Carlos.
106
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Productos
I
y
II
Figura 2-13: Ubicación del parque eólico, indicada por el marcador azul. En la
intersección de las rutas 9 y 39 se encuentra la Estación de Trasmisión San Carlos N°
3T10 (Fuente: http://itouchmap.com/latlong.html).
2.4.3.2
Aerogeneradores Vestas V80
El parque eólico, construido en dos etapas (Caracoles I y II), está conformado por 10
aerogeneradores Vestas V80 de 2 MW. La norma IEC 61400-1 determina la clase de un
aerogenerador de acuerdo, entre otros parámetros, a la velocidad media anual del viento
en el sitio donde será instalado: hasta 7,5 m/s, Clase III, hasta 8,5 m/s Clase II, y hasta
10m/s Clase I. Los restantes parámetros relevantes son “la ráfaga máxima en 1 año de
medidas y la turbulencia” (Ferreño, 2008).
Esta norma garantiza, por ejemplo, una vida útil de 20 años para un aerogenerador de 2
MW de Clase II o clase III con un rotor de 90 m de diámetro. Para Clase I el rotor debe
ser de 80 m (Ferreño, 2007).
Las características técnicas de estos aerogeneradores se resumen a continuación:
Descripción
Valor
107
Uruguay‐
Productos
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y
II
Diámetro de rotor
80 m
Peso de la Góndola
67 t
Peso del rotor
37 t
Velocidad de rotor
9 a 19 rpm
Potencia nominal
2 MW
Tensión
generador
del
690 V
Tensión de salida
Tipo de Generador
30 kV
Asíncrono de doble alimentación de 900 a 1900 rpm
Tabla 2-8: Datos técnicos del aerogenerador Vestas V80 (Vestas, 2010).
Descripción
Valor
Altura de buje
Peso
total
aerogenerador
67 m
del
218 t
Factor de potencia
De + 0.95 a – 0.95 en todo rango
Base de fundación
14 x 14m x 2m de profundidad
Plataforma de montaje
50 x 50m
Tabla 2-9: Datos adicionales (Ferreño, 2010a)
La siguiente figura muestra las principales partes de un aerogenerador.
108
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Productos
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y
II
Figura 2-14: Principales partes de un aerogenerador (Fuente:
http://windwithmiller.windpower.org/es/kids/intro/build.htm)
La góndola es “el recinto donde se ubica la caja de velocidad, generador,
transformador, equipamiento orientador y servicios de comunicación”, es decir, toda la
parte superior del aerogenerador, menos buje y aspas. Estos últimos componentes son
los que conforman el rotor. Las aspas están compuestas por “un núcleo de madera de
balsa recubierto con varias capas de fibra de vidrio y, en las zonas más tensionadas, con
fibra de carbono” (UTE, 2008).
El “equipamiento orientador” es el sistema encargado de orientar al rotor en dirección
perpendicular al viento, cuando la velocidad de éste es la adecuada. Por encima de un
determinado umbral (conocido como “velocidad de corte”, que en el caso del V80 es de
25 m/s), el sistema gira la góndola, a través de la llamada “corona de orientación”,
hasta que el rotor está paralelo a la dirección del viento. En cuanto a la torre, es troncocónica de acero y está compuesta por secciones que se unen con pernos. Dentro del
interior de la torre, hay un transformador “que permite elevar el voltaje de generación
de 690V a 31,5 kV”, así como electrónica para corregir el factor de potencia.
Asimismo, hay un transformador monofásico de servicio de 690 a 230V y un tablero de
interconexión con interruptores” (UTE, 2008).
En la siguiente imagen, puede apreciarse el interior de la góndola de un V80, e
identificarse algunos de los componentes numerados.
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II
Figura 2-15: Partes de un aerogenerador Vestas V80 (Fuente: Vestas, 2010).
En la siguiente imagen se muestra la curva de potencia del V80. Como se mencionó
anteriormente, la curva de potencia de un aerogenerador muestra la relación entre
potencia eléctrica de salida versus velocidad de viento. Nótese que la curva no se
grafica más allá de 25 m/s, pues como se dijo más arriba ésta es la velocidad de corte
del aerogenerador.
Otro aspecto a destacar es que la curva se vuelve constante a partir de los 15 m/s. Este
parámetro se conoce como “velocidad de viento nominal”, pues es la velocidad del
viento a partir de la cual el aerogenerador genera la potencia nominal, en el caso del
V80, 2 MW. El sistema que se encarga de mantener una potencia constante a
velocidades por encima de la nominal, es el mecanismo de control del ángulo de paso
de las palas. Este automatismo mide continuamente la potencia eléctrica de salida, y
cuando ésta se vuelve excesiva, gira las palas variando así el ángulo de paso, con lo
cual la potencia eléctrica disminuye.
Además, los V80 son de paso y velocidad variable: “En el caso de variaciones de
velocidad (turbulencias) alrededor de cualquier velocidad, el molino aumenta su
velocidad de giro y el paso de las palas cuando el viento tiene una variación en
aumento, con esto el exceso de energía se almacena en el rotor como energía cinética
que se devuelve cuando el viento vuelve a la velocidad que tenía antes. El proceso
110
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II
inverso se da cuando baja el viento. Esto reduce los esfuerzos mecánicos del
aerogenerador y uniformiza la salida de potencia, los molinos son más grandes y más
amigables con la red. Este ‘invento’ es clave en el desarrollo eólico mundial” (Ferreño,
2010c).
Figura 2-16: Curva de potencia del V80 (Fuente: Vestas, 2010).
2.4.3.3
Montaje caracoles I
Como se ha mencionado anteriormente en el presente informe, el parque eólico fue
construido en dos etapas, conocidas como “Caracoles I y II”. A continuación se
describe, a modo ilustrativo, el proceso de montaje de Caracoles I, obviándose la
segunda etapa por haber sido bastante similar, incluso más ágil que la primera por la
experiencia acumulada en la misma.
“El contrato entre UTE y EDUINTER (de Caracoles I, N. del A.) se firmó el 25 de
Octubre de 2007”. A su vez, “el Contratista tenía firmado un contrato con Vestas para
tener los aerogeneradores en el puerto de Vigo para fines de enero de 2008” (Ferreño,
2008).
Ya en noviembre de 2007 se iniciaron los trabajos de caminería necesarios para poder
acceder al sitio con los equipos, los cuales arribaron al Puerto de Montevideo a
comienzos de marzo de 2008 (ver Imagen 2-5). Estos trabajos comprendieron el
acondicionamiento de un camino vecinal existente, de 5 km, continuarlo 5 km más, así
como la realización de una caminería interna de 1,4 km. Todos estos caminos debían
111
Uruguay‐
Productos
I
y
II
ser adaptados “para el transporte de piezas de 40 m de longitud y más de 100 toneladas
de la grúa” (Ferreño, 2008).
Imagen 2-5: Arribo al Puerto de Montevideo de los equipos, a comienzos de marzo de
2008 (Fuente: Ferreño, 2010a).
Estos trabajos preparatorios de caminería etc., comprendieron las siguientes etapas:
•
“Adecuación,
acondicionamiento,
construcción
y
mantenimiento del camino público de acceso, alcantarillas y banquinas.
•
Montaje del obrador y planta de hormigón, maquinaria
disponible y gestión de efluentes industriales y cloacales, residuos e
hidrocarburos.
•
Construcción de un camino de circulación interna desde el
Abra de Pereira hasta la cima de la Sierra de Caracoles y de las plataformas de
montaje.
•
Desmontaje de aerogenerador (se refiere al de 150 kW,
mencionado anteriormente, N. del A.) y torre meteorológica actuales” (UTE,
2008).
112
Uruguay‐
Productos
I
y
II
Las excavaciones que se realizaron para las fundaciones de los aerogeneradores fueron
cuadradas, “de 15 metros de lado y 2 metros de profundidad” (UTE, 2008) (ver Imagen
2-6).
Imagen 2-6: Cimentación de un aerogenerador (Fuente de imagen: Ferreño, 2010a).
Para el transporte de los aerogeneradores, desde Montevideo al sitio, se realizaron 44
viajes de camiones (ver Imagen 2-7). Los trabajos de montaje del parque comenzaron
en octubre, y las pruebas de puesta en marcha se realizaron a fines de ese mes (Ferreño,
2008)
113
Uruguay‐
Productos
I
y
II
Imagen 2-7: Transporte de aspa al sitio (Fuente de imagen: Ferreño, 2010a).
.
La grúa principal utilizada para el montaje de los aerogeneradores (ver Imagen 2-8)
“fue una Liebherr LTM1500, telescópica sobre neumáticos con capacidad de 550
toneladas. Esta grúa es propiedad de la empresa Zandoná de Porto Alegre, y es capaz
de levantar 82 toneladas a 72 m. Si bien la grúa es automóvil se requirieron 14
camiones para el transporte de los accesorios de la grúa” (Ferreño, 2008).
114
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Productos
I
y
II
Imagen 2-8: Grúa principal, Liebherr LTM1500 (Fuente de imagen: Ferreño, 2010a).
Además, fue necesaria una grúa de apoyo, en este caso una “Grove, telescópica sobre
neumáticos de capacidad de 100 toneladas, propiedad de la empresa Pinto y Costa de
Uruguay” (Ferreño, 2008).
Las etapas del proceso de montaje fueron las siguientes:
•
“Montaje del parque de aerogeneradores y torre meteorológica.
•
Interconexión entre los aerogeneradores, torre meteorológica,
centro de control, puesto de protección y medida y la salida a la línea.
•
Construcción del centro de control y puesto de protección y
medida.
• Desmontaje del obrador y acondicionamiento final de los terrenos” (UTE,
2008).
115
Uruguay‐
Productos
I
y
II
Primeramente se montaron “las virolas de acero que componen la torre de los
aerogeneradores”, las cuales se fijaron “con bulones a la base de hormigón y entre sí”
(UTE, 2008).
Imagen 2-9: Montaje de la torre (Fuente de imagen: Ferreño, 2010a).
Posteriormente, fueron montadas la góndola y las aspas:
116
Uruguay‐
Productos
I
y
II
Imagen 2-10: Colocación de la góndola de un aerogenerador (Fuente de imagen:
Ferreño, 2010a).
117
Uruguay‐
Productos
I
y
II
Imagen 2-11: Colocación de un aspa (Fuente de imagen: Ferreño, 2010a).
Caracoles I “comenzó a producir energía eléctrica en forma industrial a partir del 5 de
febrero de 2009, siendo inaugurado oficialmente por el Sr. Presidente de la República,
Dr. Tabaré Vázquez, el 27 de mayo de 2009” (UTE, 2010).
La gestión del parque está a cargo del contratista durante los dos primeros años, quien
opera el parque desde los Centros de Control de Zaragoza y Buenos Aires. UTE
supervisa las tareas a fin de adquirir la experiencia necesaria como para operar por sí
misma el parque (UTE, 2010).
En lo que respecta a Caracoles II, el proceso de construcción del parque fue más ágil:
los primeros suministros arribaron en noviembre de 2009 y los aerogeneradores en
febrero de 2010. El primer aerogenerador se comenzó a montar a comienzos del mes de
abril. El proceso de montaje demandó dos días por aerogenerador. “Con todo dispuesto
el montaje de los 5 aerogeneradores demandó tan solo un mes, permitiendo dar paso
inmediato a las pruebas de funcionamiento y generación del parque completo,
procediéndose a fines de mayo de 2010 a la firma de la recepción provisoria del
Parque” (UTE, 2010).
118
Uruguay‐
Productos
I
y
II
Imagen 2-12: Vista general de Caracoles I (Fuente de imagen: Ferreño, 2010a).
2.4.3.4
Energía eléctrica generada y FC
La muestra el FC y la energía generada por el parque, durante el periodo 04/200904/2010. Los datos del FC provienen de Ferreño (2010a), y la energía generada fue
calculada de acuerdo a la siguiente ecuación:
,
Ecuación 3
donde P es la potencia nominal del parque (10 MW, dado que en el periodo
considerado estaba en funcionamiento Caracoles I solamente), FC el factor de carga y
dmes es el número de días del mes considerado.
Año
Mes
FC
[%]
Energía
generada
[MWh]
2009
Abril
32,85
2365,2
2009
Mayo
38,59
2871,1
119
Uruguay‐
Productos
I
y
II
2009
Junio
38,14
2746,1
2009
Julio
49,50
3682,8
2009
Agosto
45,69
3399,3
2009
Septiembre
43,03
3098,2
2009
Octubre
32,73
2435,1
2009
Noviembre
33,37
2402,6
2009
Diciembre
33,81
2515,5
2009
Enero
31,00
2306,4
2010
Febrero
36,06
2423,2
2010
Marzo
31,57
2348,8
2010
Abril
33,16
2387,5
Tabla 2-10: Factor de carga de y energía generada por el parque eólico.
Entre el 16/4/2009 y el 15/4/2010 fueron generados 32.485 MWh, lo cual significa un
FC de 37,08 % y un 0,355 % de la demanda. A su vez, este FC significa 3250 horas
anuales de disponibilidad (Ferreño, 2010a).
En Ferreño (2008), se esperaba una energía bruta de 42.300 MWh por año, para lo cual
se consideraba una velocidad del viento a la altura de buje igual a la velocidad a la
altura de medida, de 41 m. Se suponía en ese trabajo un rendimiento del 84 %, que
consideraba “pérdidas eléctricas, al efecto estela (sombra de un molino sobre los otros),
a las diferencias entre los puntos de emplazamiento de los 5 aerogeneradores, al ajuste
de la curva de potencia al lugar, y a la disponibilidad del parque y de la línea”.
Este rendimiento implicaba entonces una energía neta de 35.750 MWh por año, es decir,
un 10% más de la energía generada en el periodo 04/2009-04/2010. En cualquier caso,
como se señala en Ferreño (2008), es preciso considerar que el promedio de los parques
alemanes tiene FC del 18%, los parques españoles promedian un FC del 25%, el parque
de Osorio, el mayor de Brasil, tiene un FC del 33 %, y el parque de Canela (“el primero
que se instala en Chile inaugurado el año pasado con 18 MW – Vestas V 82”) tiene un
FC del 30 %.
120
Uruguay‐
Productos
I
y
II
2.4.4 Aspectos legales
En 2003, UTE realizó un llamado para la instalación de parques eólicos, al cual se
presentaron varios interesados, aun cuando su finalidad era únicamente explorar el
interés del mercado en este tipo de generación (Ferreño, 2007).
El mismo año, fue aprobado por ley (No. 17.665) el Convenio Relativo al Programa de
Conversión de deuda externa de Uruguay con España, firmado por los gobiernos de
ambos países. El acuerdo, administrado por un Comité Binacional, establece entre otras
cosas que se condonan hasta 9.324.769 dólares americanos de la deuda que Uruguay
mantiene con España (y que en 2003 ascendía a 90 millones de euros), siempre y cuando
se realicen proyectos que “impliquen la participación de empresas españolas y/o la
importación de bienes y/o servicios españoles” (Parlamento del Uruguay, 2003).
En otras palabras, si Uruguay realiza una inversión en proyectos con las características
mencionadas, podrá condonar parte de su deuda por un monto igual, hasta un
determinado techo. Más tarde, en 2005, los Ministros de Economía de ambos países
aprobaron la segunda fase del Programa, “por un importe de US$ 10.800.571,99 (…) y
que corresponde a las amortizaciones e intereses de la deuda externa desde el 01 de julio
de 2005 hasta el 30 de junio de 2007” (UTE, 2008).
A fines del 2005, el Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM) presentó a
consideración del Comité Binacional un proyecto de “Incorporación a las Instalaciones
de UTE de hasta 10 MW de capacidad de generación eólica, basada en aerogeneradores
nuevos”, el cual fue aprobado (UTE, 2008).
El paso siguiente fue la elección del sitio donde debía instalarse el parque eólico. Si bien
existía la experiencia del aerogenerador de 150 kW en el Cerro de los Caracoles, fueron
consideradas otras opciones. La primera era la Sierra de las Ánimas, la cual posee un FC
de 37%, comparable al de la Sierra de los Caracoles (40%). Sin embargo, presenta zonas
de elevada turbulencia, y un frágil ecosistema, que da lugar al ecoturismo que se realiza
en la zona. Otro sitio evaluado fue en Rincón del Bonete, desechado empero por no
tenerse un conocimiento exhaustivo del recurso eólico, y por tener un FC relativamente
bajo (18%). El informe técnico de la Facultad de Ingeniería, citado en UTE (2008), el
cual sirvió de base para la elección del sitio, concluye: "Con base a las observaciones
previas, parece razonable construir este primer parque eólico en una zona como la Sierra
de los Caracoles, donde se conoce la existencia de un excelente recurso y se tiene
exhaustivamente descrito el mismo, lo cual daría mayor certeza sobre los resultados que
se esperan obtener. Se destaca además que las características ambientales del lugar no
imponen barreras relevantes" (UTE, 2008).
2.4.4.1
Llamado a licitación
El llamado a licitación debió realizarse con una cláusula de origen, debido a que, como
se mencionó más arriba, el Convenio al amparo del cual se realizó este emprendimiento,
121
Uruguay‐
Productos
I
y
II
establece la condición de que el emprendimiento cuente con participación de empresas
españolas y/o importación de bienes españoles. El texto del llamado reza: “La presente
licitación queda restringida a empresas españolas fabricantes de aerogeneradores y/o a
uniones temporales de éstos con empresas eléctricas, o de equipamiento eléctrico u obra
civil”. La línea de transmisión fue licitada aparte, y el pliego técnico siguió la normativa
propuesta por el Instituto para la Diversificación y Ahorro de Energía (IDAE), de
España (Ferreño, 2007).
Al llamado a licitación, abierto el 16 de julio de 2007, respondieron dos empresas,
adjudicándose finalmente el proyecto al contratista español EDUINTER, cuya oferta
consistió en 5 aerogeneradores Vestas V80, de 2 MW cada uno. “El monto de la oferta
incluyendo cargas sociales alcanzó los U$S 26:138.000”, ofreciéndose “un contrato por
dos años de operación y mantenimiento con un valor de U$S 459.600”. UTE, por su
parte, construyó “la línea de transmisión de 30 kV (realmente se hizo con aislamiento de
60 kV previendo futuras ampliaciones) de 16 km de longitud a un costo de U$S
1:100.000”. Se deduce que el monto total de la inversión fue de US$ 27:697.600.
(Ferreño, 2008).
2.4.5 Aspectos sociales
La instalación del parque eólico de Sierra de los Caracoles ha tenido un importante
impacto en la opinión pública. Se trata además de uno de los proyectos más
emblemáticos de la política energética iniciada en 2005.
Debido al impacto social que tuvo la instalación del parque, a través de la amplificación
del hecho en los medios masivos de comunicación, puede plantearse la hipótesis que el
proyecto tuvo además un impacto económico indirecto, generando cierto dinamismo
económico en torno a la industria de las energías renovables en general.
Además, si bien se trató de un proyecto que generó una determinada cantidad de
empleos durante el proceso de ejecución de obra fundamentalmente, el impacto
económico local reside fundamentalmente en que significa un atractivo turístico más de
la zona, en la que se practica no solamente el ecoturismo, sino además el avistamiento
de aves, aladeltismo, y carreras aventura (UTE, 2008).
2.4.6 Aspectos económicos
Dentro del precio al que se remunere el MWh generado por un parque eólico, debe
considerarse que entre 15 y 20 US$ son destinados a cubrir costos de operación y
mantenimiento (O&M). Cuando el precio del barril de petróleo se encontraba tan bajo
como 15-20 US$, una central térmica se rentabilizaba con “algo más de 15 U$S + 10
U$S el MWh” (Ferreño, 2010a).
Hoy que el precio del barril se encuentra muy por encima de estos valores, la situación
es bien distinta, y la energía eólica se vuelve económicamente competitiva, teniendo
como ventajas con respecto a otras formas de generación, los aspectos
medioambientales y de disponibilidad nacional del recurso (Ferreño, 2010a).
122
Uruguay‐
Productos
I
y
II
Suponiendo un monto de inversión inicial en energía eólica igual a un millón de euros
por MW instalado, y un costo de O&M de 15 euros por MWh generado, es posible
construir el siguiente cuadro, en el cual, para distintos factores de carga, y distintas
tasas internas de retorno (TIR), se indican los precios de la energía generada a cobrar,
expresados en euros por MWh. En todos los casos se asume una vida útil del proyecto
de 20 años.
Tabla 2-11: Valores de precio de energía (en euros por MWh) necesarios para generar
las TIR indicadas, de acuerdo al FC correspondiente (Fuente de datos: Ferreño, 2010a).
Admitiendo una TIR del 8%, y suponiendo un FC del 25%, la tabla indica que el precio
de la energía generada debería ser de alrededor de 80 US$/MWh. Normalmente UTE
analiza sus proyectos de generación considerando TIR del 12%, pero, como se indica
en Ferreño (2007), “tratándose de una inversión con mercado regulado y asegurado
puede decirse que una tasa de 8 % debe ser aceptable”. Este precio es muy competitivo,
si lo comparamos con formas convencionales de generación.
2.4.6.1
Viabilidad financiera
En el caso concreto del proyecto que se describe aquí, dado que la empresa generadora
es la misma que la “compradora” de la energía que se genera (UTE), la viabilidad o
conveniencia de la inversión debe ser comparada por ejemplo a los costos de
generación convencional. A continuación se describe un sencillo análisis comparativo,
cuyo caso base es generación térmica, para la cual se considera un determinado costo
de generación (por unidad de energía generada). A este costo se le resta un determinado
costo asumido de O&M de un parque eólico, y a esta resta se la multiplica por la
energía anual generada. Este ahorro es el que se utiliza para analizar la amortización del
monto de la inversión inicial, asumiendo una tasa de inflación media anual.
Los parámetros utilizados se sintetizan en la siguiente tabla:
Parámetro
Valor
123
Uruguay‐
Productos
I
y
II
Costo de generación térmica actual
70 US$/MWh
Costos de O&M de un parque eólico
15 US$/MWh
Energía anual generada (datos reales
correspondientes a Caracoles I, periodo
04/2009-04/2010)
32.485 MWh
Tasa de inflación media anual
Inversión inicial Caracoles I
9%
26.224.951,10 US$
Tabla 2-12: Parámetros asumidos.
Con este set de parámetros, se obtiene el siguiente gráfico de flujo de caja de la
inversión indicada:
Figura 2-17: Gráfico de flujo de caja acumulado, para la inversión y demás parámetros
indicados en la Tabla 2-12.
Como se aprecia en el gráfico, el flujo de caja efectivo acumulado al cabo de la vida
útil del proyecto (fijado en 20 años) es de algo más de US$ 70.000.000. Cabe aclarar
que en este análisis simplificado, se aplicó la misma tasa de inflación a los costos de
generación térmica (valor inicial 70 US$/MWh) y a los costos de O&M del parque
eólico. Un análisis más exhaustivo, y por ello bastante más complejo, consideraría tasas
de inflación distintas para estas dos variables. Particularmente complejo sería, en un
análisis tal, estimar una tasa de inflación media para los costos de generación térmica,
124
Uruguay‐
Productos
I
y
II
considerando la fuerte influencia que el precio del barril tiene sobre los mismos, y su
alto grado de variabilidad.
En todo caso, es muy probable que el uso de tasas distintas para cada variable,
mejoraría la viabilidad financiera del emprendimiento, analizada desde el punto de
vista expuesto aquí. Además, tampoco fueron tenidos en cuenta los ingresos generados
por Mecanismos de Desarrollo Limpio (MDL). Finalmente, de la simulación descrita
resulta una TIR del 12,4%, y un tiempo de amortización de 9,2 años (retorno simple
14,7 años).
2.4.6.2
Estructura de costos
A continuación se detalla la incidencia de cada rubro en el monto total de las
inversiones correspondientes a los emprendimientos Caracoles I y II.
Rubro
Incidencia sobre monto total
[%]
Aerogeneradores Vestas V80
95
Instalación eléctrica general del parque
1.7
Estación de control del parque y sistema
de control
2.4
Canales de cables
0.8
Mástil meteorológico
0.3
Tabla 2-13: Incidencia de cada rubro en el monto total de la inversión en Caracoles I
(Fuente de datos: Ferreño, 2010b).
Rubro
Incidencia sobre monto total
[%]
Aerogeneradores Vestas V80
96
Instalación eléctrica general del
parque
1.7
125
Uruguay‐
Productos
I
y
II
Sala de celdas y sistema de control
1.1
Canales de cables
1.3
Tabla 2-14: Incidencia de cada rubro en el monto total de la inversión en Caracoles II
(Fuente de datos: Ferreño, 2010b).
2.4.7 Aspectos ambientales
El impacto ambiental de un parque eólico está fundamentalmente vinculado a cuatro
aspectos: impacto sobre aves, ruido, impacto visual y las sombras intermitentes
producidas por los rotores (Ferreño, 2007). Dentro de éstos, se comentan aquí
brevemente los dos primeros. Para un detalle más exhaustivo del impacto ambiental del
parque, tanto durante el proceso de construcción y montaje como durante su
funcionamiento, léase el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) en UTE (2008).
2.4.7.1
Aves y mamíferos voladores
Existen en Uruguay tres familias de murciélagos, que incluyen 13 géneros y 21
especies (Sosa 2003, citado en UTE, 2008). Solamente una de estas especies es
hematófaga (Acosta y Lara 1959, citado en UTE, 2008). En la zona de ubicación del
parque habitan también “dos especies del género Myotis (el murciélago de vientre
banco y el negruzco)” (UTE, 2008).
La zona cuenta con especies de aves residentes y migratorias. “Entre las últimas, están
aquellas que llegan desde el norte y otras que lo hacen desde la Patagonia”. Según el
Lic. Adrián Azpiroz, especialista ornitólogo de la Facultad de Ciencias (UDELAR),
citado en UTE (2008), se estima que al menos “unas 150-200 especies habitan el área y
posiblemente un 50% de éstas nidifican en la zona del proyecto”.
En trabajo de campo realizado para el EIA, previo a la instalación del parque, pudo
constatarse la presencia de aves rapaces de pradera planeando, unos, “a elevada altura
sobre el aerogenerador de 150 kW” (cuya altura era de 30m, ver Error! Reference
source not found.), y otros en grupos sobre las praderas este y oeste de la sierra. En esa
ocasión, “no se visualizó el cruce de rapaces de un lado al otro de la sierra”. Otra
importante constatación del trabajo de campo, fue la ausencia de restos óseos de aves
en los alrededores del aerogenerador de 150 kW (UTE, 2008).
Aun cuando en el EIA se estima que “no existirá un impacto negativo significativo del
proyecto, se realizará un estudio que comprenda el diagnóstico de las aves y mamíferos
voladores (…) que -por su comportamiento- pudieran ser impactados por la presencia de
los aerogeneradores, y el diseño de un plan de monitoreo para el seguimiento y control de
la posible afectación a dichas especies” (UTE, 2008).
126
Uruguay‐
Productos
I
y
II
2.4.7.2
Impacto sonoro
Es posible ajustar los niveles de ruido generado por los aerogeneradores en función de
la velocidad del viento. Para cada ajuste, se obtiene una determinada curva de potencia.
La familia de curvas de potencia para cada nivel ajustable de ruido, se muestra en la
gráfica de la Figura 2-18. Para los cálculos del ruido generado por el parque, descritos
en el EIA, se tuvo en cuenta la norma brasileña de CETESB (Companhia Ambiental do
Estado de São Paulo). Los valores que fija dicha norma son de 50 dBA entre las 7 y las
19 hs, de 45 dBA entre las 19 y las 22 hs, y de 40 dBA entre las 22 y las 7 (UTE,
2008).
Figura 2-18: Curvas de potencia del V80 para distintos niveles ajustables de ruido
(Fuente: Vestas, 2010).
Para la realización de los cálculos mencionados, se consideraron lo siguientes niveles
de potencia sonora de los aerogeneradores: 105 dBA (2 MW a velocidad de viento de
15 m/s), 102 dBA (1,2 MW a 10 m/s) y 100 dBA (0,2 MW a de 5m/s) (UTE, 2008).
Los resultados se muestran en las siguientes figuras:
127
Uruguay‐
Productos
I
y
II
Figura 2-19: Superficies de nivel de ruido, para 2 MW a 15 m/s (Fuente: UTE, 2008).
Figura 2-20: Superficies de nivel de ruido, para 1,2 MW a 10 m/s (Fuente: UTE,
2008).
128
Uruguay‐
Productos
I
y
II
Figura 2-21: Superficies de nivel de ruido, para 0,2 MW a 5 m/s (Fuente: UTE, 2008).
Para los dos últimos casos, el nivel de ruido en la vivienda más cercana está por debajo
de los 40 dBA que establece la norma brasileña. Si bien en el primer caso el nivel de
ruido es ligeramente superior (40,1 dBA), debe tenerse en cuenta, como se señala en el
EIA, que “vientos de 15 m/s son considerados vientos fuertes de acuerdo a la escala de
Beaufort. Estos vientos fuertes provocan que todos los árboles se muevan y que resulte
difícil caminar contra el viento; en estas condiciones el ruido de fondo (ruido del
ambiente sin el funcionamiento de los aerogeneradores) es muy importante, por lo cual
la afectación sonora de los aerogeneradores será poco significativa” (UTE, 2008).
2.4.7.3
MDL
Para evaluar la reducción de emisiones vinculada a Caracoles I, se adoptó la
metodología propuesta por las Naciones Unidas (UNFCCC/CCNUCC), cuya primera
etapa es la de diseño y formulación del proyecto. “Para el cumplimiento de esta primera
etapa, se presentó el documento de Nota Idea del Proyecto (PIN) ante el Banco
Mundial, denominado como ‘Small Scale, 10 MW Wind Power Farm’, el cual ha sido
aprobado” (UTE, 2008).
El valor estimado de reducción de las emisiones de CO2 en dicho proyecto fue
determinado “a partir de un escenario de línea base (parque de generación actual en
ausencia del proyecto), utilizando la metodología de Naciones Unidas para proyectos
de pequeña escala de fuentes renovables”.
Estos cálculos arrojaron un factor de emisión “preliminar para la línea base del
proyecto de 0,6 tCO2/MWh de energía eléctrica generada”. Utilizando este factor
129
Uruguay‐
Productos
I
y
II
de emisiones y la energía generada en el periodo 04/2009-04/2010 (32.485 MWh,
ver
Energía
eléctrica
generada
y
), se obtiene una reducción de 19.491 tC02 anuales. Cabe
precisar que esto corresponde únicamente a Caracoles I.
Finalmente, en el EIA se explica que “actualmente (2008, N. del A.) se está realizando
una revisión del escenario de línea base, utilizando la metodología consolidada de
Naciones Unidas para proyectos de energía renovables, tomando como fuente el
documento ACM002/Versión06 de fecha 19 de mayo 2006. En dicho documento se
plantea una metodología para calcular el factor de emisión de la línea base que se
sustenta en el análisis de la historia del parque generador en los últimos cinco años”
(UTE, 2008).
2.4.8 Replicabilidad
Lo expuesto aquí pone de manifiesto que un proyecto que involucra tecnología de
punta, como lo son los sistemas de energía eólica empleados en Sierra de los Caracoles,
es perfectamente realizable en un país de la región.
Para ello, es preciso conjugar los esfuerzos de distintos actores, tanto de la esfera
pública (Universidad, Poder Ejecutivo, empresas públicas) como privada (distintas
empresas vinculadas directa o indirectamente a la construcción de un parque eólico).
La utilización del mecanismo de condonación de parte de la deuda externa, utilizado en
este caso por Uruguay con España, es una opción que los restantes países de la región
pueden al menos considerar a la hora de llevar adelante proyectos de este tipo.
130
Uruguay‐
Productos
I
y
II
2.5
ENTREVISTA A OSCAR FERREÑO – GERENTE ÁREA DE
GENERACIÓN DE UTE
¿En qué etapa del proceso de MDL se encuentra el proyecto actualmente?
El convenio de conversión de deuda firmado entre el reino de España y el gobierno de
Uruguay, que culminó con la construcción de Caracoles I, preveía que de surgir bonos
MDL España tenía el derecho de compra. España nombró como comercializador al
Banco Mundial. Este pidió como consultora independiente a AENOR, quien realizó
una visita al sitio en el mes de abril. Se recibió de AENOR el Reporte de prevalidación el 27/07/2010. Una vez que se respondan a las interrogantes del reporte de
pre-validación en forma satisfactoria para AENOR, se trasladarán al PDD, donde el
encargado sería el Banco junto con el Consultor y luego se procedería al registro del
proyecto ante la JE del MDL.
¿En qué medida estima usted que la experiencia acumulada en Caracoles I y II
contribuyó al éxito del llamado a licitación de 150 MW?
Creo que sirvió como demostración de que la energía eólica es viable, confiable y es
bastante firme en términos de energía semanal como para ser parte fundamental del
abastecimiento energético de Uruguay.
En su ponencia en la AIQU (ver Ferreño, 2010a), usted menciona como una de las
posibilidades para permitir una mayor incorporación de energía eólica en la
matriz eléctrica, el bombeo reversible en las represas hidroeléctricas. ¿Cuáles son
las ventajas y desventajas de esta opción para el Uruguay?
Uruguay posee varias ventajas comparativas para el desarrollo de la energía eólica:
1)
Mercado eléctrico pequeño en relación a la superficie territorial (por
ejemplo 10 veces menos que España), lo que hace que con pocos megavatios se
pueda alcanzar un porcentaje interesante de penetración eólica.
2)
Un gran desarrollo hidroeléctrico (1500 MW) que permite equilibrar las
fluctuaciones de la energía intermitente, característica de la eólica.
3)
Excelentes interconexiones con los vecinos (2500 MW), lo que permite
intercambiar excedentes o faltantes.
4)
Más de 800 MW de máquinas térmicas de arranque y parada rápida.
5)
Todo el territorio posee vientos adecuados para las clases estándares de
la IEC.
6)
Posibilidad de usinas de acumulación y bombeo.
Estas últimas son necesarias si se quisiera instalar más de 1000 o 1200 MW eólicos.
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Hay que pensar en usinas puras de acumulación y bombeo ya que las hidroeléctricas
existentes son de baja caída y no son aptas para el bombeo.
¿UTE está estudiando esta posibilidad, y en tal caso, en qué estadio se encuentran
estos estudios?
Con anterioridad a la posibilidad de un gran desarrollo eólico se estudiaron estas usinas
para gestionar grandes centrales térmicas de carbón o nucleares (años 80), es necesario
retomar estos estudios para adecuarlos a un desarrollo eólico importante, pero su
implantación será para cuando se alcancen cifras superiores a los 1000 MW.
2.6
ENTREVISTA AL DR. RAMÓN MÉNDEZ GALAIN –
DIRECTOR NACIONAL DE ENERGÍA
En su opinión, ¿cuál es la importancia de estos proyectos, y cómo se enmarcan
dentro de las líneas generales de la política energética?
Estos proyectos se enmarcan dentro de la política energética vigente, la cual se definió
en 2008 y fue aprobada por el Consejo de Ministros. Se basa en tres elementos:
primero, los cuatro ejes estratégicos; segundo, las metas a alcanzar para el corto,
mediano y largo plazo, en función de esos ejes estratégicos; tercero, un conjunto de
líneas de acción que son las que garantizan que efectivamente se van a alcanzar dichas
metas.
Dentro de los grandes ejes estratégicos, el primero tiene que ver con el rol de los
distintos actores: Poder Ejecutivo, empresas públicas, empresas privadas. Este eje
institucional se basa en que el Estado debe tener un rol directriz y fundamental en la
política energética, por tratarse de un tema que, más allá de lo económico o
tecnológico, tiene un impacto medioambiental, social y ético. El Estado, en su papel
rector, impulsa la participación de las empresas públicas, y también de las empresas
privadas, lo cual no contradice lo anterior. Y en ese sentido, utilizando a las empresas
públicas como instrumento para la aplicación de las políticas energéticas.
El segundo eje tiene que ver con la oferta de energía, y ahí la cuestión central es la
diversificación de fuentes y proveedores, con particular énfasis en la introducción de
energías renovables. En Uruguay tenemos tecnologías de energía renovable que entran
a precio de mercado sin ningún tipo de subsidios, la idea es promover aquéllas que son
efectivamente rentables en nuestro territorio, y que agreguen la mayor cantidad de valor
local, promoviendo el desarrollo de proveedores para este tipo de industria, generando
conocimientos y capacidades. Por ejemplo, se lanzó el Fondo Sectorial de Energía para
el desarrollo de proyectos de investigación e innovación en temas energéticos en
general, pero particularmente en el área de renovables.
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El tercer eje refiere a la demanda, y la promoción de la eficiencia energética es el tema
central dentro de este eje. Hablamos de uso eficiente en todos los sectores, transporte,
residencial, industrial, etc. Aquí no solamente hablamos de la introducción de nuevas
tecnologías y procedimientos, sino también del aspecto cultural y educativo en el
sentido más amplio de la palabra.
El cuarto eje es el social. Una política energética sería renga si no nos preocupáramos
de que la energía llegara a precios adecuados a todos los sectores de la población,
haciendo a la vez un uso racional del recurso y respetando el medio ambiente. Por eso
el eje social es la promoción del tema energético como un instrumento para generar
inclusión social en el país. Y dentro de ello, garantizar el acceso adecuado a la energía a
todos los sectores sociales y en todas las áreas geográficas del país, en condiciones de
seguridad y precios adecuados.
Estos grandes ejes se convirtieron en metas a alcanzar en el corto plazo (2015),
mediano plazo (2020) y largo plazo (2030). Una de las metas centrales para el año 2015
es que nuestra matriz energética primaria tenga un 50% de participación de energías
renovables, con la combinación de energía eólica para generar electricidad, diferentes
aprovechamientos de biomasa, energía solar -apuntando fundamentalmente a colectores
solares térmicos para calentamiento de agua-, biocombustibles e hidráulica, a partir
fundamentalmente de un impulso a la microhidráulica. Decidimos implementar esta
meta en dos etapas, la primera comenzó en 2006 y fue una etapa de aprendizaje, de
generación de capacidades, mapas de potencial, proyectos piloto, marcos normativos,
de cómo reaccionaba el mercado nacional e internacional a esta iniciativa. Fue una
etapa que nosotros evaluamos como muy exitosa, al punto que por ejemplo el sector
eléctrico, el año pasado generamos una cantidad de proyectos de generación en base a
métodos no tradicionales, como la biomasa o eólica, lo cual nos coloca con el mayor
porcentaje de generación mediante estas formas no tradicionales, de todos los países de
América, llegando al 8% de capacidad instalada mediante estas formas.
El parque de Sierra de los Caracoles es un ejemplo emblemático justamente del camino
emprendido en esta curva de aprendizaje, que se continúa ahora en dos etapas, una
pública y una privada, con el fin de llegar a la meta de contar para el 2015 con 500 MW
de potencia eólica instalada. Hoy tenemos 30 MW, 20 MW de Caracoles y 10 MW
privados. Hay 70 MW adicionales en construcción, y una licitación por 150 MW, todo
ello dentro del sector privado. Para la licitación se presentaron un total de 22 proyectos
(de potencias entre 30 y 50 MW), con 15 empresas internacionales. Todas estas
empresas debían contar con certificación de energía, de experiencia previa en parques
de por lo menos 30 MW en alguna parte del mundo, exitosamente desarrollados. Todas
estas propuestas sumaron un total de 945 MW, y dos mil millones de dólares.
La idea en Uruguay es que lo que hemos aprendido en esta etapa de aprendizaje es que
hay mucho más recurso eólico de lo que la pequeña demanda uruguaya de energía
eléctrica puede llegar a asumir. Podemos llegar a crecer a 1000 MW en un plazo de
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unos 15 años, pero para un país con un consumo pico de 1680 MW, 500 MW es una
cantidad ya importante. Visto el éxito de esta licitación creemos que no vamos a tener
ninguna dificultad en alcanzar otros 150 MW, que serán realizados también por
empresas privadas.
La empresa estatal UTE ofrece a estas empresas una garantía de contrato a 20 años, de
forma de garantizar la inversión. De esta forma llegaremos a estos 300 MW sin
mayores inconvenientes. Los 200 MW restantes pensamos alcanzarlos a través de algún
partnership público-privado entre UTE y alguna empresa privada.
¿Cuál ha sido el rol de la DNETN en el las distintas etapas de desarrollo de los
proyectos de ALUR S.A. en Bella Unión y del parque eólico de Sierra de los
Caracoles, de UTE?
La incidencia de la DNETN en la construcción del parque eólico fue total. Primero
porque forma parte de la política energética diseñada por el Poder Ejecutivo, y segundo
porque el parque de los Caracoles fue en esta etapa de aprendizaje la propuesta del
Poder Ejecutivo a la UTE para poder específicamente comenzar a generar
conocimientos y experiencia en esa área, y porque fue a partir de un canje de deuda que
Uruguay mantiene con el Gobierno de España, que se gestó la financiación de la
construcción de este parque.
Por otra parte, los biocombustibles también forman parte de esta propuesta, hay una
Ley de Agrocombustibles como tú mencionas en el informa, que planteo mínimos –
algo conservadores, por ahora- que sin duda serán superados. Recordemos que son
mínimos que se autoimpone el Estado para las mezclas de naftas y gasoil, que pueden
ser superados. Aquí también hay una coparticipación público privada, la ley plantea
una normativa, y condiciones de calidad para que el biocombustible llegue a la mezcla
con una calidad adecuada. Está abierto el mercado para privados, hay ya un par de
empresas privadas que han pasado todos los controles y que están en condiciones de
producir con la calidad adecuada. ANCAP, como empresa nacional, se planteó por sí
sola llegar a los mínimos establecidos en la ley. Si se suman privados, bienvenidos sean
todos. De nuevo aquí tenemos una política definida por el Poder Ejecutivo, en dos
vertientes. Por un lado, ALUR Bella Unión que va a producir un porcentaje importante,
claramente por encima de lo que plantea la ley, para producción de bioetanol como
reemplazo de naftas. Y por otro lado ALUR sur, para alcanzar el porcentaje de
reemplazo de 2% de gasoil por biodiesel. Es un primer paso, la generación de
biocombustibles por parte de ANCAP seguirá creciendo más allá del aporte que hagan
los privados, no tenemos un techo previsto para esto, solamente un piso por ahora,
establecido por la ley.
El modelo de ALUR norte y sur quisiéramos que se impulsara en el país a nivel
privado. Es un modelo que no plantea la competencia por el uso del suelo y del agua
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entre producción de energéticos y de alimentos, sino que sean complementarias,
generando a la vez la mayor cantidad posible de coproductos, además de los
energéticos, con el mayor impacto social posible en la zona. El ejemplo de ALUR norte
es para nosotros absolutamente significativo, porque se producen en el mismo
emprendimiento la mitad de todo el azúcar que consume el país para consumo humano,
se sustituirá el 6% de las naftas por bioetanol producido por ALUR Bella Unión, se
fabrican productos de alta calidad tecnológica para alimento animal con alto contenido
proteico y energético para el consumo de ración, se genera electricidad con la quema
del bagazo, y se están analizando otros coproductos producidos a partir de los residuos
de la quema de bagazo. Esta en nuestra visión global de producción multipropósito,
básicamente energética pero multienergética, y de alimento humano y animal.
Por otro lado es de destacar el impacto social del emprendimiento en una zona muy
deprimida, donde desde hace por lo menos 30 años venían fracasando diferentes tipos
de proyectos tecnológicos, donde se instaura un proyecto con un impacto directo e
indirecto enorme en la zona, por la mano de obra generada directa e indirectamente en
torno a la caña de azúcar. En cuanto al impacto indirecto en la zona, pueden
mencionarse por ejemplo las cooperativas que se formaron en la zona para la
fabricación de los uniformes de los funcionarios. Además, como el cultivo de la caña
de azúcar requiere de grandes cantidades de agua, por lo tanto hay muchas represas, y
como la población local está muy acostumbrada al consumo de carne vacuna, se están
realizando plantaciones ictícolas en estas represas para que pueda empezar a
consumirse algo que es muy poco usual en esa zona del país, como lo es el pescado.
Esta es la visión global que tenemos nosotros del proyecto de biocombustibles, y es lo
que queremos tratar de impulsar entre los productores privados.
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II
2.7
LECCIONES APRENDIDAS
Los emprendimientos descritos enseñan primeramente la importancia de definir
claramente una política energética por parte del Estado, que incluye desde la fijación de
grandes líneas estratégicas hasta metas a corto, mediano y largo plazo. En ese sentido,
la Ley de Agrocombustibles fija, como se explica en el apartado 2.4.1, metas claras a
corto plazo para la inclusión de etanol en las naftas comercializadas en el país. Estas
metas fueron puestas en práctica por el Estado a través de la empresa estatal ANCAP,
propietaria mayoritaria de ALUR S.A.
Para poder lograr estas metas, y otros objetivos contenidos en el proyecto
agroenergético de ALUR en Bella Unión, en sintonía también con las líneas
estratégicas de la política energética (ver entrevista al Dr. Ramón Méndez Galain,
apartado 3.7), fue necesario elaborar y ejecutar un plan de inversiones para modernizar
y adecuar el ingenio azucarero existente (perteneciente anteriormente a CALNU) a los
nuevos desafíos.
Se demostró así que es posible gestionar, con capacidad local, un complejo
agroindustrial con tecnología de punta, en un marco de sustentabilidad económica,
ambiental y social. Es importante destacar este último aspecto, ya que ha contribuido en
sumo grado a los logros alcanzados y a la aceptación de la que en general goza el
emprendimiento, no solamente en la población local, sino a nivel de todo el país.
También es importante resaltar la importancia de la complementariedad de
conocimientos y capacidades, con otros países de la región. Esto se ejemplifica en el
caso de ALUR con la asistencia técnica brindada por asesores cubanos en el
emprendimiento de producción de alimento animal.
El proceso que condujo a la construcción del primer parque eólico público del país,
pone en evidencia también algunos de estos aspectos. El emprendimiento de UTE en
Sierra de los Caracoles se enmarca también dentro de las líneas estratégicas y de las
metas a corto plazo de la política energética (diversificación de la matriz, 500 MW de
energía eólica para el 2015).
Fue imprescindible el proceso de aprendizaje sobre la tecnología eólica, iniciado con el
proyecto piloto de 150 kW y profundizado con Caracoles I y II, para poder alcanzar
estas metas. De hecho, el éxito que implicó la construcción y posterior desempeño de
este parque, permitió modificar la meta original de 300 MW de eólica, a 500 MW
instalados. Además, como se indicó anteriormente, fue clave este proyecto en el éxito
del llamado a licitación por 150 MW, realizado a mediados de 2010.
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2.8
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